Subsea Capitulo x Manual

C A P I T U L O X C O N T R O L D E P O Z O S E N A G U A S P R O F U N D A S

CAPITULO X

CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS

OBJETIVO

Al terminar el módulo usted:

Conocerá y entenderá todo lo relacionado con el control de pozos en aguas profundas.

Reconocerá cual método de control será el adecuado a usar

Identificará un brote, cuando cerrar y como prevenir el descontrol de pozos en aguas profundas

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CAPITULO X

CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS

INDICE

1.- EQUIPO SUBSEA PARA CONTROL DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS (EQUIPOS REQUERIDOS)

2.- CIERRE EN EL FONDO MARINO EN POZOS DE AGUAS PROFUNDAS

3.- CONTROL DE POZOS CON FLUJO SUPERFICIAL

4.-CONTROL, PREVENCIOS Y DETECCION DE BROTES

5.-ARREGLOS DE LOS BOP

6.- SISTEMA RISER

7.- ROV

8.- FLUIDOS DE PERFORACION

9.-DESCONEXIONES DE EMERGENCIA

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La industria ha dado pasos agigantados en la tecnología de la perforación, producción y reparación de los pozos en aguas profundas. A medida que se incrementa la profundidad del agua, los problemas a que nos enfrentamos se tornan cada vez más agudos y surgen nuevos problemas. Los fundamentos del control de pozos en los equipos flotantes son los mismos que aquellos para otros tipos de operaciones de reparación o perforación. La clave para controlar el pozo es la pronta detección de un influjo, cerrar el pozo rápidamente y circular el influjo hasta sacarla utilizando una o más técnicas de presión constante en el fondo del pozo.

Este capítulo cubrirá las consideraciones relacionadas con el control de pozos en equipos de perforación flotantes.

Los componentes submarinos / sistemas de control en la superficie La profundidad del agua y la fractura de la formación La detección del kick cuando se opera sin riser Los riser y la BOP para la detección de los kicks La fricción en el sistema de las líneas del choke / kill. El procedimiento de inicio El mantenimiento de la presión correcta Los sistemas de derivación El sistema para derivar el gas de poca profundidad. El preventor anular en el riser superior Los hidratos de gas El sistema de BOP submarino El equipamiento submarinos El sistema de control del BOP submarino Otros problemas w Las reparaciones submarinas

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COMPONENTES SUBMARINOS / SISTEMAS DE CONTROL EN LA SUPERFICIE

En un entorno submarino, la base guía es generalmente el primer equipo que se corre. Ésta provee la base para guiar la columna de perforación, la tubería de revestimiento y otras herramientas en el pozo perforado. Según la profundidad del agua y el tipo de equipo de perforación, se podría asentar la base guía y los subsiguientes componentes con o sin una línea guía. Una vez que se haya corrido la columna de tubería de revestimiento de soporte (guía) y se haya instalado el cabezal del pozo, se puede instalar el sistema de control de pozos submarino. Este sistema consiste en el conjunto de BOP, el Conjunto Inferior del Riser (LMRP), el Sistema de Control y el Riser.

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Existen varios tipos de conectores, tales como los conectores tipo Collet que se usan para conectar la columna del conjunto de BOP al cabezal del pozo. Este conector de alta presión de trabajo (Ch) debe proveer

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un rango presión de trabajo mínima clasificada que sea igual o mayor al rango de presión de trabajo para la cual está diseñado el conjunto de BOP.

El conjunto de BOP debe proveer una solución total para el programa de perforación. Este es un problema complejo que no tiene una solución ideal. Se pueden usar más juegos de rams o rams de doble propósito. Sin embargo, al agregar más componentes, esto incrementa la altura general del conjunto y las preocupaciones sobre su manejo en la superficie podrían eliminar esta opción. Dado que podría tomar varios días para desconectar y maniobrar el conjunto para hacer cambios o reparaciones en los componentes, es común usar esclusas ciegas / de corte y de diámetro variable (VBR). Algunos operadores optan por el uso de dos juegos de rams ciegas / de corte para proveer un sello de soporte en caso de una desconexión no programada. Esto reduce el número restante de rams y puede limitar las opciones de colgar dado que algunos VBR [ram de diámetro variable] podrían tener límites en cuanto a la cantidad de peso que pueden soportar.

La colocación de los componentes del conjunto de BOP depende específicamente de la política de Contratista / operador además de las condiciones anticipadas.

Algunas de las preguntas que deberá considerar son: ¿La tubería se reciprocara a través del preventos que esta cerrado? ¿Bajo que condiciones la tubería se deberá colgar? ¿Si es así, en cual rams será? ¿Que preventor fue elegido para hacer el cierre inicial? ¿Cuál procedimiento de cierre se prefiere, blando o duro?

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Como la tecnología de aguas extremadamente profundas evoluciona, el conjunto de preventores se torna más complejo. Las unidades de posicionamiento dinámico poseen instrumentos que proyectan la posición de equipo no interesando si utiliza el “circuito amarillo” o el “circuito azul”. El circuito amarillo nos muestra que el quipo se esta retirando del pozo. Si el indicador se mueve al circuito rojo comienza la secuencia de desconexión de emergencia. Esta secuencia de desconexión de emergencia anula el sistema de control normal del conjunto de BOP.

Una serie de sistemas des-conectores de emergencia fueron desarrollados para activarse en el caso de una perdida de las señales (eléctricas y/o hidráulicas) entre el sistema de control y el conjunto de BOP. Cuando estos sistemas se logran activar todas las secuencias, el ram cortador, cerrar el ram, y la desconexión. El sistema hombre muerto es en el caso de una perdida de energía en el control MUX (sistema de control eléctrico submarino), efectúa la desconexión en caso de rotura del riser o si por alguna razón se mueve de la locación el equipo. Algunas unidades de aguas profundas poseen un sistema de desconexión acústico de reserva para emergencia. Cualquiera sea el sistema, el objetivo de ellos es cerrar rápido y seguro aunque el equipo halla perdido el raiser , el pozo, o experimente cualquier otra emergencia.

El conjunto de BOP esta lleno de instrumentos que miden tanto la presión y/o la temperatura en el conjunto (usado como guía para compensar la CLFP). También se tienen los medios para que el ROV remotamente

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accione las funciones del conjunto de BOP (cierre en caliente) en caso de una situación de desconexión de emergencia.

Existe otra consideración para aguas profundas es él limite de la carga externa sobre el conjunto de BOP, debido al peso del reiser largo y la junta flexible, estas generan una tremenda carga sobre el mismo conjunto de BOP.

En la parte superior del conjunto de BOP hay otro conector para el LMRP. Por lo general, este conector es un conector calibrado para una presión más baja (Cl) que el conector de la parte inferior y limita el uso del preventor de reventones anular superior a la presión para la cual fuera calibrada, diseñada. Asimismo, en la unión del conjunto de BOP y el LMRP existe un contacto interfacial para el conjunto de BOP, las líneas del choke y de kill y las funciones del sistema de control asociado. El sistema de control provee dos conjuntos de controles idénticos, un módulo de control amarillo y uno azul para redundancia. Los módulos de control son los nexos de comunicación desde los equipos de control en la superficie. Conectados a través de mangueras de control desde la superficie, estas contienen líneas de control eléctricas y/o hidráulicas para las señalar a las válvulas tipo cierre que accionen funciones del conjunto de BOP. Se deberían presurizar las líneas, sólo en los sistemas hidráulicos, para asegurar que haya una respuesta rápida. A veces se incorporan cilindros de acumulador en el diseño del sistema submarino para facilitar varias funciones. Hay que precargar estos botellones por encima de la presión ejercida por el agua de mar a la profundidad de la BOP, lo cual requiere cilindros de acumulador clasificados para alta presión, en orden de estar seguro de que hay un exceso prescripto de fluido usable para operar la BOP y válvulas hidráulicas asociadas.

Además, los sistemas de acumulador que tienen una presión de trabajo de 5.000 psi (344,75 bar) son comunes en los equipos de perforación que operan en aguas con profundidades que están por encima de los 5.000 pies (1524 m) para compensar por la presión hidráulica ejercida por el agua de mar, el fluido hidráulico y el fluido en el riser. Una vez que se hayan instalado el conjunto y el LMRP, los acumuladores submarinos se cargan completamente. Hay que tomar en cuenta que se debe purgar esta presión antes de sacar el conjunto / sistema de cilindros de vuelta a la superficie. Más adelante en esta sección se comentará en más detalle sobre los sistemas de control de los preventores de reventones submarinos.

El LMRP consiste en el anular superior, la junta esférica o flexible y el adaptador del riser. La junta esférica o flexible permite que el riser se desvíe unos grados de la vertical sin esforzar demasiado ni dañar la conector, los preventores de reventón y el cabezal del pozo. El sistema del riser consiste en el riser, las líneas del choke y control y a veces módulos de flotación. También se podría incorporar una válvula de llenado en el riser por si acaso hay alguna evacuación de fluido causado por la expansión de gas que inadvertidamente se dejó entrar en el riser.

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SISTEMA DEL ESTRANGULADOR

El múltiple del estrangulador en equipos flotantes son más grandes y mas complejos que los que se encuentran en equipos de tierra. Los múltiples submarinos son extremadamente flexibles, permitiendo la alineación del flujo directamente sobre la borda, sobrepasando los estranguladores y el separador de gas, y mientras sé esta conectado al tanque de viaje cuando se esta bajando al pozo con presión. Esta cubierto de manómetros de alta y baja presión por todo el múltiple siendo parte de los 15 a 20000 psi de presión del sistema de conjunto de BOP, muchos de los incidentes de control de pozo estarán en el rango de las bajas presiones. Debido a su complejidad solo el personal autorizado de alinearlo o hacer los cambios en cualquier sentido. Existe siempre el peligro de formación de hidratos o congelamiento en las operaciones de aguas profundas. Algunos múltiples incorporan un sistema de inyección de glicol para ser usado cuando se circula hacia arriba de la línea del estrangulador. Si las líneas del estrangulado y de control están llenas con otro fluido que no sea el de operación deberá ser desplazado previamente antes de comenzar la operación de control. Si la línea esta llena con lodo de perforación es buena practica circular las líneas en cada turno para prevenir que se tapen con el asentamiento de la baritina.

Debajo de la plataforma del equipo de perforación hay una junta telescópica o deslizante que permite el movimiento vertical del equipo de perforación debido a las condiciones del mar. La parte superior de este conjunto contiene las trayectorias del flujo y el sistema del desviador (diverter).

SISTEMAS DE DESVIADORES

En las embarcaciones flotantes, se debe manejar con cuidado el gas que está encima del conjunto deBOP. En este punto, el sistema del desviador es el sistema que maneja el gas.Generalmente el sistema del desviador consiste de un empaquetador del desviador (encima de las líneas de venteo o desviación) y generalmente está incorporada en el conjunto de la junta flexible del riser. Esta unidad debería poder cerrar rápidamente la plataforma de perforación del pozo y desviar el flujo al mar. Se usan válvulas secundarias para seleccionar el área a sotavento. Las válvulas en el sistema del desviador deberían interactuar de tal manera que no se pueda obturar el espacio anular sin abrir, o dejar abierta, una línea de desviación. Las líneas de desviación o de venteo generalmente tienen un diámetro de 12” (304.8 mm) o más para minimizar la contrapresión en el pozo.Al igual que los demás preventores anulares, se debería operar el elemento de empaque con la menor presión hidráulica posible. Rara vez es necesario que haya un sello absoluto alrededor de la sarta de perforación y las presiones de cierre altas distorsionan y causan la falla temprana de la caucho de empaque. Las presiones de cierre del empaquetador varían de acuerdo con el tipo y la condición del sistema, pero en general, el sistema de desvío integral en el riser requiere de 400 a 600 psi (12,57 a 412,37 bar) o más para cerrar el empaquetador.

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Un sistema de desviador no está diseñado para mantener una presión alta. Si es posible probarlo, sólo se prueba con presión baja o según requieran los reglamentos. Las pruebas de funcionamiento de los sistemas

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de desviadores generalmente son la única manera de verificar el sistema. Se debe probar el funcionamiento e inspeccionar el sistema del desviador regularmente. (Vea arriba para un arreglo típico de desviador).

CONSIDERACIONES SOBRE LOS DESVIADORES

No existe un consenso acerca de cuándo se deberían usar los desviadores en situaciones de aguas profundas. Muchos operadores y contratistas están de acuerdo en usar desviadores en hasta 600 pies (182,87 m) de agua. Sin embargo, en aguas más profundas, y con la expansión rápida del gas en el riser que va desarrollando velocidades sumamente altas, muchos diseños y equipos de desviadores no pueden manejar el gas de manera segura.Los elementos típicos de un desviador no pueden soportar una gran cantidad de fuerza y/o velocidad, y cualquier fuga en un elemento podría complicar los problemas. Han habido fallas cuando las líneas se han cortado, se han taponado o no han estado firmemente amarradas. Las juntas telescópicas se han extendido por la presión y la fuerza hacia arriba, impulsando el empaquetador del desviador afuera de su contenedor. A veces han fallado completamente, dado que no están diseñadas para soportar tanta presión. Las han extendido hasta el punto en que cortaron los pasadores que sostienen la mesa rotatoria y el contenedor en su lugar

Hay que tomar en cuenta el mecanismo de cierre del empaquetador del desviador. Muchos están accionados con aire y se abren si la presión del aire fluctúa o se interrumpe. Un sistema de accionamiento hidráulico con una traba de presión positiva ha sido efectivo.Se debe mantener el sistema de desviador lo más sencillo posible. Las líneas de desvío deberían ser lo más rectas y lo más cortas posible.En cualquier situación de derivación, se debe mantener el elemento del desviador mojado desde arriba por medio de un lubricante. Vale la pena mencionar que, dado que el desviador raramente se necesita, a menudo se le hace un mantenimiento descuidado. Hay que tomar las precauciones necesarias para asegurar su mantenimiento y funcionamiento apropiados.

PROCEDIMIENTO DE DESVÍO PARA GAS DE POCA PROFUNDIDADLos procedimientos de desvío empiezan todos de la misma manera y varían de acuerdo a cómo se usa el fluido de perforación.. No hay ningún nombre general para los procedimientos, entonces aquí los vamos a llamar el procedimiento de desvío con agua y el procedimiento de desvío con lodo.

PROCEDIMEINTO DE DESVÍO CON AGUA

Este es el procedimiento más sencillo y más común. Si no funcionan otros procedimientos, todo tiene que volver a este procedimiento.

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El concepto básico es que los influjos de gas de poca profundidad ocurren demasiado rápido y los procedimientos de control son tan marginales que es mejor concentrarse en la seguridad del equipo de perforación y esperar que se agote el gas o que se derrumbe el pozo.

DESVÍO CON AGUA1. Cuando se detecta un incremento en el flujo, levante la tubería para dejar libre el sub del Kelly o la válvula de seguridad.2. Apague la bomba y verifique si hay flujo, a no ser que sea obvio que el pozo está en fluyendo.Si está seguro que el pozo está fluyendo, no apague las bombas.3. Ponga vigilancia debajo del equipo de perforación para ver si hay señales de gas.4. Abra las líneas al mar y cierre el empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma.5. Coloque las bombas de lodo en el pozo a la máxima velocidad.6. Abra la succión de la bomba al agua de mar.7. Continúe bombeando agua a caudal máximo para mantener algo de presión en el pozo y para amortiguar la posibilidad de un incendio o explosión.

PROCEDIMIENTO DE DESVÍO CON LODOEste es un método para tratar de controlar un influjo utilizando lodo denso que está almacenado en pits auxiliares.1. Cuando se detecta un incremento en el flujo, levante la tubería para dejar libre el substituto del vástago o la válvula de seguridad.2. Apague la bomba y verifique si hay flujo, a no ser que sea obvio que el pozo está en fluyendo.Si está seguro que el pozo está fluyendo, no apague las bombas.3. Ponga vigilancia debajo del equipo de perforación para ver si hay señales de gas.4. Abra las líneas a la mar y cierre el empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma.5. Coloque las bombas de lodo en el pozo a régimen máximo.6. Abra la succión de la bomba al lodo denso auxiliar y luego cierre la succión en el lodo de perforación más liviano.7. Continúe bombeando hasta que sube la presión de la bomba o hasta que se termina el lodo.8. Si sube la presión de la bomba, el pozo debería estar controlado. Haga una verificación de flujo.9. Si la presión de la bomba se mantiene baja, el pozo probablemente todavía esté fluyendo.Cuando se acaba el lodo, cambie a la succión de agua de mar.

CUÁNDO HAY QUE DESVIAR

En aguas de más de 600 pies (182.87 m) se sugiere que una vez que la BOP haya instalado, si ocurre un influjo se debería cerrar con el BOP.Han habido unos pocos casos, cuando el gas se ha canalizado hacia el lecho marino alrededor del conjunto de BOP.

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La clave para controlar los reventones en un pozo superficial es la pronta detección del kick de reventón y respuesta rápida. Al minimizar el tamaño del kick se minimiza también la presión en el zapato de casing. Si no se detecta el kick hasta que el gas llega a la superficie, probablemente se debería desviar el pozo en lugar de cerrarlo. En este caso, los preventores de reventones serían el sistema a que se recurriría si el sistema de desvío no puede manejar el gas.

PROBLEMAS CON LA DETECCION DE BROTES

A la fecha, la industria petrolera mundial no ha experimentado ningún brote en aguas muy profundas. La pregunta es si es posible un brote de un pozo en aguas profundas. Y en caso afirmativo, resulta interesante saber cuales son los pasos para su prevención. Con gastos de flujo de aceite de más de 13,000 bpd y planes para gastos de pozos individuales cercanos a los 30,000 bpd, las consecuencias de un brote en aguas profundas serían severas.

La perforación se está llevando a cabo en aguas cada vez más profundas a nivel mundial. En el Golfo de México se esta presentando un mayor auge de la perforación en aguas profundas. La exploración actual está encaminada a tirantes de agua arriba de los 2,300 m. También el trabajo de desarrollo de campos está encaminados a varios proyectos en aguas profundas. Por esto resulta interesante conocer cómo se puede prevenir el riesgo de un brote y los diferentes escenarios en que este puede ocurrir.

RIESGOS Y ESCENARIOS

El riesgo de brote en aguas muy profundas disminuye por los bajos esfuerzos de la formación. El derrumbe natural del pozo podría cerrar la mayoría de los brotes. Se ha visto que es importante la alta productividad de los pozos en aguas muy profundas. Las altas presiones de fondo fluyendo podrían limitar el derrumbe.

El riesgo de un brote subterráneo es sustancial en pozos en aguas muy profundas. La baja tolerancia al brote y la mínima diferencial entre la presión de formación y la presión de extensión de fractura aumentan este riesgo.

Los brotes subterráneos se han experimentado en aguas muy profundas, pero no se han mantenido. El derrumbe natural del pozo ha detenido el flujo y ha resultado en la pegadura de tubería y la desviación lateral del pozo.

No se sufrirían los brotes superficiales mientras se perfora, a menos que la trayectoria del flujo estuviera muy restringida o fuera hacia arriba de la sarta de perforación.

Los brotes declarados podrían suceder con la consecuente falla de la tubería de revestimiento. Recientemente, un operador en aguas muy profundas se vio en un problema de brote, resultando en más

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de 9,000 psi sobre el conjunto de preventores submarinos. Afortunadamente, la TR se colocó en la cima de la arena. Esto permitió un control seguro del brote.

Es posible el taponamiento de las líneas de estrangular y de matar debido a hidratos de gas en aguas muy

profundas. Las áreas problema son aquellas en las que no existe inyección de metanol u otros métodos de supresión de hidratos. El taponamiento de la línea de matar podría inducir un brote subterráneo. Los brotes presentados cuando se tienen largas líneas de matar pueden formar tapones de hidratos, aún con algunas consideraciones de prevención.

El efecto del tirante de agua en un brote en aguas muy profundas podría ser significativo. El corte de la tubería de perforación remueve repentinamente una columna hidrostática importante. El impacto de la columna hidrostática del agua marina en el fondo marino adicionaría una contrapresión importante para el flujo descontrolado. Finalmente, esto incrementa la presión de fondo fluyendo y reduce el gasto de flujo. Desafortunadamente, las tendencias de un derrumbe también se verían reducidas.

La mayoría de los brotes en la región de la costa del Golfo de México ocurren durante las operaciones de terminación y reparación. Las principales causas son el potencial positivo de los hidrocarburos a alta presión y la tendencia limitada de derrumbe con flujo a través de los disparos o de empacamientos de grava. Este riesgo se minimiza en aguas profundas debido al excelente equipo de control utilizado por gente capacitada. Las causas comunes son instancias donde sólo hay presente una barrera de presión y una subsecuente falla mecánica.

Algunos de los diferentes escenarios en los que se puede presentar un brote en pozos en aguas muy profundas, basados en casos reales, son los siguientes:

Brote con parte de la sarta de perforación como pescado Brote con la sarta de perforación colgada en el equipo Brote con tubería de perforación cortada en el conjunto de preventores Brote durante la perforación

PROCEDIMIENTOS

SISTEMA DE LAS LÍNEAS DEL CHOKE / KILL Y FRICCIÓN

Se puede introducir una presión significativa en el pozo cuando se circula por el sistema de las líneas del choke y kill. Esta presión tiene muchos nombres diferentes (presión de fricción de la línea del choke, pérdida de presión de circulación por fricción, presión de la línea del choke, caída de presión, DP, etc.), mas en este texto la llamaremos la presión de fricción en la línea del choke (CLFP). Se debe determinar la CLFP con precisión para minimizar el riesgo de pérdida de fluido y/o fractura de la formación durante el control del pozo. En los equipos de perforación con BOP en la superficie, generalmente no se toma en cuenta la CLFP porque generalmente es baja, por lo general es menos de 50 psi (3,44 bar). sin embargo, en una columna submarina, el sistema de las líneas del choke y de kill tienen por lo menos el largo del riser. Entonces, mientras más

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profunda sea el agua, más largo será el sistema de las líneas del choke y de kill, y mayor será la cantidad de fricción en la línea del choke. Dado que es probable que la CLFP cambie debido al cambio de las propiedades del lodo, su determinación es tan importante como también las presiones de caudal de control En un sistema de líneas de choke y de kill con un ID pequeño, la CLFP con un lodo de 14 ppg (1678 kg/m³) bombeado a 5 bbl/min (8 m³/min) en sólo 500 pies (152.39 m) de agua debe estar cerca de 200 psi (13.79 bar). Si se agrega esta presión a un zapato de casing a 3.500 pies (1066.5 m), la circulación por el sistema de la línea del choke del riser incrementará el peso efectivo (equivalente) del lodo que están en el zapato en 1.1 ppg (131.8 kg/m³). Debería ser obvio que en aguas profundas se deberían usar caudales de control más bajos. El siguiente es el cálculo para el incremento en la densidad del lodo equivalente (EMW) en el zapato.

Hay muchas variables que afectan la CLFP, incluyendo el largo y el diámetro del sistema de las líneas de choke y de kill, la reología del fluido y el caudal de circulación. La ecuación básica para el flujo del lodo en la tubería muestra que la velocidad del lodo afecta la fricción hasta el punto en que si podemos reducir la velocidad por la mitad, se reducirá la presión de la fricción en aproximadamente setenta y cinco por ciento. Entonces, si circulamos por ambas líneas, del choke y de kill, o si disminuimos la velocidad de la bomba a 2.5 bbl/min (0.4 m³), se puede reducir el incremento en el peso efectivo del lodo al circular en 0.25 ppg (29 kg/m³) en el ejemplo de arriba.

EMWppg = CLFPpsi ÷ Profundidad de la casingTVD ÷ 0.052psi/ft= 200 ÷ 3.500 ÷ 0,052= 1.1 ppg (1.0988 ppg redondeado)

EMWkg/m³ = CLFPbar ÷ Profundidad de la casingTVD ÷0.0000981= 13.74 ÷ 1066.75 ÷ 0.0000981= 1318 kg/m³

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PRESIÓN POR FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE

Hay varios métodos, pero la manera básica para determinar la presión por fricción en la línea del choke, es el de realizar una prueba de circulación en el sistema de la línea del choke del riser. Muchos operadores y contratistas sólo realizan esta serie de pruebas antes de perforar el casing (rotar el zapato). . Siempre y cuando la reología del lodo cambio drásticamente, esta serie de operaciones no serán desarrolladas hasta que se perfora la otra sarta de casing (rotar el zapato). Las presiones de las líneas de Choke/kill son correctas matemáticamente. En circunstancias normales, se usan las bombas de lodo en el equipo de perforación para controlar un pozo. Sin embargo, para aquellas circunstancias donde hay presión alta, quizás haya que usar la bomba de cementación, entonces también se deberían realizar las siguientes pruebas al utilizar las bombas de alta presión.

MÉTODO DE PRUEBA 1 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE

1. Circule el lodo por el pozo (bajando por la tubería de perforación, tomando los retornos por el riser (circulación normal) hasta quebrar el gel.2. Verifique y registre la presión de circulación a diferentes regímenes. Un régimen debería ser con la bomba marchando en vacío o a aproximadamente 20 epm. (También se puede tomar varios regímenes con la bomba de cementación).3. Cierre el preventor anular (o cuelgue), abra la válvula de la línea del choke, verifique y registre las presiones de circulación a los mismos tres regímenes al circular por la línea del choke y el manifold. (Haga lo mismo con las bombas de cementación si las usan).

4. Abra la válvula de la línea de kill, verifique y registre las presiones de circulación a los mismos tres regímenes mientras circula por ambas líneas, del choke y de kill. (Haga lo mismo con las bombas de

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cementación). La presión por fricción en la línea del choke es la presión para circular por la línea del choke (o kill) menos la presión para circular por el pozo. Para el problema #1, complete el cuadro en la página 276 y determine la CLFP para todos los regímenes.

MÉTODO DE PRUEBA 2 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE

Otro método para determinar la presión por fricción de las líneas del estrangulador y de ahogo a la vez que se realizan las operaciones normales es el de bombear por la línea del choke a tres regímenes diferentes. Luego abra la línea de kill y bombee tanto por la línea del choke como de kill a los mismos tres regímenes. Utilizando este método, la presión de circulación es la presión por fricción de la línea del choke y la presión por fricción en las líneas del choke y de kill a ese régimen de bombeo. Este método tiene la ventaja de que no agrega presión en la formación y se puede realizar en forma rutinaria. Se debe cambiar regularmente el lodo en las líneas del choke y de kill o el asentamiento de la barita podría taponar una válvula. Este es también un buen momento para verificar la CLFP por medio de bombear a velocidades programadas. Se puede ejecutar este método durante cualquier actividad, si hay una bomba disponible en el equipo de perforación y se la puede alinear para bombear por las líneas del choke / kill. Este método incrementa los retornos del flujo, entonces se debe notificar a las personas apropiadas de que se está realizando una prueba de CLFP.

MÉTODO DE PRUEBA 3 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE.

También otro método para determinar la CLFP es por medio de circular por la columna (bajando por una línea, tomando los retornos por la línea opuesta) con los preventores de reventones cerrados por encima y por debajo de las líneas del choke y de kill. La CLFP es la mitad de la presión de circulación al caudal de control. Se puede llevar a cabo este método antes de circular un kick para asegurar de que se usen las presiones correctas y que esté la densidad correcta de lodo en las líneas del choke / kill.

METODO DE PRUEBA 4 PARA LA FRICCIÓN EN LA LÍNEA DEL CHOKE

Si ha cambiado la densidad del lodo, pero sus propiedades reológicas no han cambiado en forma significativa, se pueden realizar unas correcciones matemáticas sencillas para dar una aproximación de la CLFP para el fluido con densidad diferente.CLFPNuevo = Densidad de control ÷ Densidadactual x CLFPActual

Nota: Se puede usar software de simulación computarizado sofisticado para predecir la CLFP cuando se han alterado las propiedades reológicas del lodo o para dar una estimación más precisa de la presión.

PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE

ESTÁTICO VS. DINÁMICO

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Después del cierre, la determinación de las presiones y la selección del método para controlar el pozo, lentamente habrá que incrementar la velocidad de las bombas hasta alcanzar el régimen de ahogo. Podría haber un daño en la formación si la presión de casing se mantiene constante a su valor de cierre y no se presta atención a la CLFP. Se debe sacar o restar la CLFP del valor de la SICP a medida que se conectan las bombas (pasando a condición dinámica). La presión que se ejerce en la BOP y en la formación seguirá constante, al desaparecer la CLFP, porque se ha cambiado el valor de un manómetro (casing, contrapresión o choke) por un valor de CLFP equivalente. En aguas más profundas, las presiones por fricción podrían ser tan grandes que hasta usando ambas líneas con el choke completamente abierto quizás no se alcance la presión de circulación deseada (ICP, FCP, etc.).

La presión de circulación real en el casing quizás esté a varios psi más altos que lo proyectado. Esto significará que la presión del fondo del pozo también será mayor de lo programado. Las consideraciones sobre la presión anular también deberían tomar en cuenta la CLFP dado que esto incrementa las presiones en el conjunto de BOP, el casing y contra las formaciones potencialmente débiles. Se debería señalar que la presión de integridad estimada se calcula de los datos de la prueba de admisión (generalmente es el menor de las consideraciones de la presión anular) que normalmente se realizan en condiciones estáticas (sin circulación). Cuando está controlando un pozo y cambiando de condición estática a dinámica (circulación), reduzca la presión de casing por el valor de la CLFP. Para el siguiente problema, complete el cuadro sobre las condiciones del pozo que está arriba.

PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE INICIO DEL CONTROL

Un procedimiento alternativo de inicio del control involucra el uso de la línea de kill como una línea de monitoreo a medida que se incrementa la velocidad de la bomba y se toman los retornos por la línea del choke. A medida que la presión empieza aumentar en el conjunto de BOP desde la CLFP, la presión se registrará en la línea de monitoreo. Se abre el choke para mantener en la línea de monitoreo el valor que tenía antes del arranque de la bomba. Una vez que alcanza la velocidad de control, entonces las presiones de circulación deberían estar cerca a las presiones calculadas. (Recuerde que la presión está en la línea de kill y se debería purgar de manera segura).

MANTENIMIENTO DE LA PRESIÓN APROPIADA

Debido a la alta CLFP, quizás no se puedan obtener los valores proyectados en la tabla de presión para la tubería de perforación inclusive si el choke está abierto completamente. Sin embargo, la presión en la tubería de perforación podría reducirse gradualmente a medida que se circula el influjo. La presión calculada (ICP a FCP) versus el total de strocks de la bomba todavía es válida y no se debería dejar que caiga por debajo de esos valores.

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PÉRDIDA DE PRESIÓN A MEDIDA QUE ENTRA GAS POR LA LÍNEA DEL CHOKE

A medida que entra gas por la línea del choke, debido a un ID más pequeño, la velocidad (pies / min) puede aumentar hasta 25 veces de la que está en el espacio anular. Con la rápida expansión del gas a medida que se acerca a la superficie, podrían producirse nuevos influjos si no se mantiene la contrapresión. Esto se observa en el manómetro de la tubería de perforación como una caída en la presión a medida que el pozo trata de equilibrarse. Para poder mantener la presión en el fondo del pozo en los valores apropiados, quizás sea necesario tener más contrapresión del lado del casing. Esto podría significar que en el manómetro se podría exceder el valor máximo permisible de presión en la superficie. Sin embargo, en este momento la formación no debería fracturarse en el zapato porque presión hidrostática del lodo en la línea del choke es compensada por una equivalente contrapresión en el manómetro de casing. Si es un cambio uno-poruno, no se pierde ni se gana nada, entonces la presión en el fondo del pozo sigue constante, a igual que la presión en el zapato. En la realidad, el gas también está pasando por una expansión rápida e incrementando el flujo por el choke. Esto podría aumentar la presión en el choke y compensar por la pérdida de la hidrostática.

El operador del choke debe estar muy alerta ante cualquier cambio en la presión del stand pipe para agregar de inmediato la cantidad de presión que cayó a la presión de casing. Una vez que el gas entra en el choke en la superficie, sólo se debería mantener el último valor de presión en el manómetro de casing antes de que entrara el gas hasta que las presiones se estabilicen y se pueda revertir el control a la presión del stand pipe. Si se usan las líneas del choke y de kill, podría haber un efecto de separación.

El gas sube a la cavidad superior en el BOP, entonces la línea de circulación superior tiene más gas que la inferior Esto reduce la carga hidrostática en la línea superior y crea un caudal de flujo de gas más alta. Esto crea un des-balance en la presión y un efecto de tubo en U en la línea inferior, revirtiendo el flujo en la línea inferior. El lodo que se ha agregado a la línea superior incrementa su presión hidrostática. El resultado general podría minimizar las fluctuaciones en la presión en la superficie y los correspondientes ajustes en el choke. Si el gas está disuelto (absorbido), no se verá este efecto.

INCREMENTO EN LA PRESIÓN A MEDIDA QUE EL LODO LE SIGUE AL GAS EN LA LÍNEA DEL CHOKE

Una vez que el gas esté pasando por el choke, se estabilizan las presiones y se ajusta la presión de la tubería de perforación a su presión de circulación apropiada, se observa un incremento en la presión de la tubería de perforación a medida que se bombea más lodo en el pozo y se desplaza más gas. El operador del choke purga en forma rutinaria la cantidad de presión que se incrementó en el choke (del lado del casing) para mantener la presión en el fondo del pozo en su valor apropiado. Sin embargo, en las embarcaciones flotantes, el lodo que vuelve a entrar en la línea del choke resulta en una ganancia rápida debido a un incremento rápido

del lodo vertical (y, por lo tanto, en la presión hidrostática) y vuelve a aparecer la presión por fricción en la línea del choke debido al lodo que está circulando. Esta oscilación en la presión puede ser todavía más

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pronunciada que el efecto de tubo en U cuando el gas entró en la línea del choke. El incremento en la presión hidrostática, agregado a la presión en el casing, puede incrementar las presiones en el pozo. La oscilación de presión quizás no sea dramática si el operador del choke está alerta y mantiene la presión de la tubería de perforación en su valor apropiado (abriendo lentamente el choke). Además, si la burbuja se alarga varias veces su extensión, se puede observar un efecto (no tan pronunciado) de escalonamiento. Cuando el lodo entra al choke después del gas, habrá un incremento en la presión de casing. Se debe ajustar inmediatamente la presión en el casing al valor de antes de que ocurriera este evento. Una vez que esté controlada (no aumenta más la presión) y después de que se hayan sentido los ajustes en todo el sistema, asegúrese que la presión en la tubería de perforación se ajusta al valor correcto de la presión de circulación y que sea mantenida hasta que se haya controlado el pozo.

GAS ATRAPADO EN LA BOP Y LIMPIEZA DEL RISER

A medida que se está controlando el pozo, el gas libre se acumula en la parte superior del BOP entre la parte inferior del preventor de reventones que está cerrado y la salida usada para circular y sacar el influjo. Debido a su naturaleza expansiva y explosiva, el gas atrapado y liberado al riser ha sido la causa de varios percances serios. Después de que se haya controlado el pozo, hay varias formas para manejar el gas que está atrapado en la BOP. Se deben tomar pasos positivos para reducir la presión y el volumen del gas atrapado antes de abrir el preventor. Para reducir la presión del gas se requiere bombear un fluido más liviano en la BOP; cierre un preventor de reventones inferior, pero retenga la capacidad de circular por el conjunto por medio de usar el sistema de líneas del choke y de kill. Esto aislará también al pozo debajo de los preventores de reventones de los cambios que habrá en la presión durante el proceso de liberar el conjunto y el riser. Una vez que se haya cerrado el preventor de reventones inferior, el área del gas atrapado en la columna queda aislada. Bombee un fluido más liviano (tratado para impedir que se formen hidratos en la línea superior) al conjunto de BOP, a la vez que se mantiene suficiente presión en el choke para impedir que el gas atrapado expanda. Esto se calcula como sigue:

Presión a Mantener = (Densidad lodo de Control - Densidad lodo Anterior) x Factor de Conversión x Largo desde RKB a la Línea de Lodo

Se puede incluir un factor de seguridad para asegurar que el gas que está atrapado no se expandirá. Una vez que se haya desplazado el fluido liviano a la BOP en la línea que está más arriba, cierre el pozo y alinee la línea superior con el separador de gas. Abra las válvulas de seguridad por fallas al choke y abra el mismo. A medida que se expande el gas, debido al sobre-presión reducido impuesto en el mismo, debería empezar a desplazarse el fluido liviano de la línea del choke, lo cual reduce aun más la sobre-presión y permite que se expanda más. Una vez que los retornos del separador de gas se hayan aminorado o detenido (asegúrese que el empaquetador del desviador está cerrado) se puede abrir el preventor superior, permitiendo que el lodo en el riser haga efecto de tubo en U con la mayoría del gas restante a través de la línea del choke. Se debería volver a llenar de inmediato el riser y luego verificar el flujo. Si se detecta algún flujo, siga los procedimientos de desvío y permita que el gas migre y ventee en la superficie. Si no se detecta ningún flujo, se ha liberado el gas o es demasiado poco para fluir. Circule el riser (es un buen momento para densificar el lodo en el riser) en etapas de un cuarto, hágalo fluir verificando durante aproximadamente 15 minutos en cada etapa hasta que el

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riser haya quedado libre. Se debería abrir el pozo sólo después de que se haya desplazado el riser con lodo de control y se hayan verificado las presiones debajo del preventor inferior que está cerrado.

Sigue un procedimiento general, suponiendo que el pozo fue controlado utilizando el anular superior.

1. Cierre el conjunto inferior de rams de tuberías, aísle el BOP.2. Alinee el standpipe para bombear agua de mar inhibida (tratada para evitar la formación de cristales de hielo de hidrato) hacia el conjunto (considere el uso de suficiente material de gel en la solución para evitar que se asiente la baritina) por las válvulas 1 y 2, tomando los retornos por las válvulas 5 y 6, que están alineadas con el manifold del choke.3. Abra las válvulas 1, 2, 5 y 6 mientras que simultáneamente va conectando la bomba. En el choke, mantenga la presión diferencial calculada.4. Desplace el agua de mar inhibida al BOP. Manteniendo la presión diferencial, detenga la bomba y cierre las válvulas.5. Alinee el choke con la línea superior, abra el choke a la atmósfera y luego abra las válvulas 1 y 2.6. Cuando la expansión de gas disminuye o se detiene, abra el preventor anular superior para permitir que el fluido que está en el riser pueda formar un tubo en U por las válvulas 1 y 2 en la línea.7. Llene de inmediato el riser y vigílelo para ver si tiene flujo. Suponga que el riser está activo y siga los procedimientos para liberar el desviador / riser.8. Una vez que se haya densificado el riser con el fluido de control, abra las válvulas 7 y 8 que están alineadas con el choke cerrado y vigílelas para ver si tienen presión. Si no tienen presión, abra la ram inferior y vigílelo para ver si tiene flujo.Otro método es el de instalar una salida adicional en el choke como parte del conjunto inferior del tubo riser, LMRP, justo debajo del anular #1. Si se circula el pozo utilizando esta salida del choke, queda atrapada una cantidad mínima de gas. Una circulación rápida, bajando por la línea de control y subiendo por la línea del choke, crea un flujo turbulento adentro de la BOP que ha sido eficaz en lavar el gas debajo del anular.

En profundidades de agua mayores de 3000 pies(914.4 m) no se ha informado (hasta la publicación del presente manual) de gas atrapado significativo. Empero, se deberían tomar precauciones.

PROCEDIMIENTO DE ESPACIAR / COLGAR

La política de la empresa podría variar en cuanto a si es necesario colgar la tubería después de cerrar. La profundidad del agua, el influjo de la marea y el mar complican el espaciar / colgar, especialmente dado que muchos sistemas de preventores submarinos son más altos que el largo promedio de la tubería que se usa. Esto podría presentar un problema con el espaciado antes de colgar, entonces es importante tener la medida exacta de cada tubería de perforación y stand. Por lo general, se usa el anular superior para cerrar el pozo. Luego, si no se conoce el espaciado exacto, saque tubería lentamente y controle el indicador de peso y el medidor del flujo en el acumulador. El peso debería incrementar un poco a medida que se desliza la unión de la tubería por el anular. Cuando pasa a través del anular usará más fluido para mantener el sello en contra el cuerpo de la tubería. Entonces el espaciamiento se puede calcular. Una vez que se haya verificado el espacio, cierre los rams colgadoras. Baje la tubería lentamente y cuélguela usando el compensador de la columna de

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perforación y cierre las trabas del ram. Si es posible, purgue las presiones entre el ram cerrada y el anular y luego abra el anular.

HIDRATOS DE GAS EN FORMACIONES DE POCA PROFUNDIDAD

Los hidratos son estructuras parecidas a hielo que se podrán formar ante la presencia de gas, presión y agua a baja temperatura. En aguas más profundas, podrían haber condiciones para la formación de hidratos de gas en las formaciones que normalmente se asocian con el gas metano poco profundo. A medida que éstas se perforan, los hidratos de gas de formación se disocian en gas y agua, si sube la temperatura o baja la presión. Esto puede ocurrir a medida que los hidratos sólidos se circulan hacia arriba, al lecho marino. El volumen de gas en estos hidratos podría ser varias veces más que el gas en los recortes de las formaciones más profundas. Esto podría llevar a una des-balance de presión, lo cual permitiría un influjo de gas o agua de las formaciones que no contienen hidratos. Una vez que se haya perforado esta sección, no es probable que haya una disociación de los hidratos ubicados alrededor del pozo durante el proceso de perforación dado que los hidratos están en estado sólido. Sin embargo, existe potencial a largo plazo para que se libere el gas de los hidratos alrededor del pozo al calentarse la formación por la circulación en zonas más profundas y calientes. Más adelante en esta sección se habla con mayor detalle sobre los hidratos.

CIERRE DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS

El método principal de control para los flujos de poca profundidad es evitarlos. Se eligen las ubicaciones que disminuyen las posibilidades de encontrar arenas peligrosas a poca profundidad mediante el uso de registros sísmicos, información de pozos cercanos a arenas, o la perforación direccional puede ser utilizada para reducir la exposición a sitios de alto peligro. Si no se puede evitar la exposición a la arena de poca profundidad, otro enfoque es el de perforar la sección utilizando lodo. Esto requerirá grandes cantidades de lodo, a veces muchos cientos de barriles (m³), que no se recuperarán. La mayoría de los equipos flotantes tienen sistemas de pits de gran capacidad como también la baritina almacenada en tolvas. Cualquiera sea la manera de perforar los primeros tramos del pozo, con agua de mar o con lodo, es muy buena practica tener premezclado de reserva lodo para evitar la demora en la mezcla del lodo. Muchos operadores poseen una reserva de lodo densificado aproximadamente 1.0ppg mas pesado que el fluido de trabajo, la razón que es mas fácil reducir el peso de lodo que incrementarlo.

Otro enfoque es el de perforar con agua de mar, permitiendo que el flujo poco profundo ocurra mientras se controla su intensidad. Si la intensidad del flujo es excesiva, podría ser necesario tratar de controlarla con lodo densificado. Si no se puede recuperar el control, quizás haya que abandonar el sitio y volver a perforar usando otra técnica.

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Por lo general, si se detecta un influjo y se va a tratar de controlarlo, cambie inmediatamente de la succión de agua de mar a los pits densificadas. Si es posible, no pare las bombas. Se debe bombear el lodo pesado a un régimen alto para maximizar las ECD. Controle el pozo utilizando varias bombas al régimen máximo. Es casi imposible bombear rápido en exceso, generalmente el régimen esta limitado por la capacidad de presión de la bomba. Si la presión de la bomba se incrementa y se estabiliza después de desplazar el volumen del pozo varias veces (al menos dos veces) se puede recuperar el control. Si la presión de la bomba no incrementa en forma significativa, o el ROV no indica la detención de las observaciones de influjo, se necesita ya sea un régimen de bombeo más alto o un lodo más pesado. Si no se puede detener el flujo, se debe mantener el equipo de perforación en una posición segura, contra el viento y contra la corriente de cualquier gas que esté subiendo a la superficie hasta que se haya depletado la zona de gas o el pozo se haya derrumbado. La posibilidad de que haya gas+ subiendo a la superficie alrededor del equipo de perforación disminuye con la profundidad del agua y en las áreas que tienen corrientes significativas. Al principio, quizás los flujos poco profundos pasen desapercibidos antes que la zona se reviste y se cementa. También podría haber una reacción atrasada después de que fragua el cemento.

El gas podría romperse y canalizarse a la superficie (moverse en forma lateral) a una distancia considerable del pozo. Se debería hacer empleara regularmente el ROV para supervisar el pozo y sus alrededores para ver si existe alguna evidencia de flujo.

PRECAUCIONES Y CONSIDERACIONES

Los miembros de la cuadrilla deberían conocer los procedimientos de control estándar y estar constantemente alertas a los cambios en el flujo. Si se requiere fluido pesado, debería estar premezclado y listo.

En las embarcaciones amarradas, todas las anclas deberían estar preparadas para ser soltadas en caso de emergencia. Debería existir un plan para alejarse. Diariamente se deberían designar los encargados de los guinches de anclas específicos para soltar anclas en caso de emergencia, según las condiciones climáticas prevalecientes. Se debería supervisar continuamente el viento, la corriente y las condiciones del mar. Modifique el plan de abandono cada seis horas o cuando quiera que se observa algún cambio significativo en la velocidad y/o dirección del viento.

La erosión del pozo es una preocupación primordial. El tiempo de exposición de la sección del pozo debería minimizarse. Una sección de pozo erosionado o lavado requerirá cantidades de cemento más grandes que las programadas y resultará en trabajos de cementación ineficientes. También se podrí desestimar efectivamente la mayoría de los esfuerzos de control y necesitar mayores volúmenes de lodo para tratar de recuperar el control.

Se deberían bombear píldoras de gel o colchones lavadores a intervalos regulares Rastreadores (tinte, mica etc.) tales ves deben agregarse al las lavadores para ayudar a la identificación con el ROV. Esto podría ayudar a verificar los volúmenes anulares por medio de tomar el tiempo de los retornos a la línea de lodo a regímenes de circulación constantes.

Para los viajes, se debería llenar el pozo con el lodo pesado para proveer un sobrebalance y una mejor estabilidad en el pozo. El lodo pesado no debería exceder la presión de fractura o de

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sobrecarga. Asimismo, se debería considerar un lodo con baja pérdida de agua (filtrado) que construye un cake delgado en la pared, tal ves se consideraría antes de correr el casing.

Un pozo piloto, de 9-7/8” (250,83 mm) o menos, puede incrementar la posibilidad de tener un control dinámico exitoso. Los regímenes de bombeo más bajos y el menor peso del lodo podría funcionar en pozos con diámetros más pequeños siempre y cuando se mantenga al mínimo el canalizado /erosión del pozo. Una tubería de perforación más grande, de 5-1/2” (139,7 mm) o más, también ayudará a facilitar las posibilidades, pero contribuye a la erosión del pozo..

Los jet que se eligen para el bit se deberían tomar en cuenta los regímenes de circulación y el procedimiento para el control.

Luego de un control exitoso, un efecto de tubo en U se presentara en el pozo después de para las bombas. Si la tubería de perforación se llena con agua de mar después de un control exitoso, todo el flujo anular debería detenerse. Se deberían comparar las interpretaciones cualitativas de los videos anteriores del ROV para estar seguros que el pozo está muerto.

METODOS DE CONTROL

MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR (PRESION DE FONDO CONSTANTE)

El Método de Esperar y Pesar es una combinación de diferentes ventajas y desventajas inherentes a los métodos de control de pozo manteniendo constante la presión del fondo (BHP). El Método de Esperar y Pesar mata la surgencia en el tiempo más corto y mantiene los rangos de presiones del pozo y de la superficie más bajas que cualquier otro método.

Necesita de buenas instalaciones de mezclado para pesar el fluido, cuadrillas completas y ayuda adicional de la supervisión. En la mayoría de los equipos de perforación marinos todo esto está disponible, así como en las operaciones profundas o geo presurizadas en tierra. Para algunas de las empresas este es el método que prefieren para controlar un pozo.

En el Método de Esperar y Pesar, el pozo se cierra después de un amago. Se registran las presiones estabilizadas y el volumen de la ganancia registrada en superficie. El peso del fluido se incrementa antes de empezar a circular, de ahí el nombre, Esperar y Pesar. Luego, el fluido pesado se circular por el pozo, manteniendo la densidad y las presiones correctas, durante el control del pozo. En la práctica real, es raro controlar un pozo en una sola circulación debido al desplazamiento ineficiente del fluido por el espacio anular. Esto es una realidad con cualquier método que emplee para controlar un pozo.

A continuación están los procedimientos para Esperar y Pesar:1. Se cierra el pozo después del amago.

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2. Se registran las Presiones de la Tubería de perforación (SIDPP) y la Tubería de revestimiento (SICP) estabilizadas.3. Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control.4. Cuando las piletas activas están densificadas, empieza la circulación.

CONECTANDO LA BOMBAUna vez que se haya escogido la velocidad de la tasa de control de pozo, no se la debe cambiar. Si se cambia la velocidad de la bomba, entonces se debe volver a calcular la presión de circulación inicial, intermedia y final.

En este ejemplo, la presión de la tubería de revestimiento es de 820 psi (56.54 bar) y se debe mantener mientras que la bomba alcanza la velocidad de la tasa de control de pozo. Si se permite que la presión en la tubería de revestimiento disminuya mientras la bomba alcance la velocidad, la presión en el fondo del pozo también caerá. Esto podría resultar en más influjo del amago de reventón. Si la bomba es conectada y no se abre el estrangulador, o si no se opera con suficiente rapidez, entonces un incremento rápido en la presión puede llevar a fracturas en la formación o fallas en los equipos del pozo.

Recuerde que la presión de la tubería de revestimiento es una contrapresión. Tan pronto como la bomba esté conectada y funcionando a la velocidad de la tasa de control de pozo, regrese la presión de la tubería de revestimiento al valor apropiado.

PARA INICIAR LA CIRCULACIÓN

Cuando la bomba haya alcanzado la velocidad de la tasa de control de pozo y se haya ajustado la presión de la tubería de revestimiento con el estrangulador a la misma presión que tenía antes de arrancar la bomba, el control se cambia a la presión de la tubería de perforación, que en este momento se llama la Presión de Circulación Inicial (ICP). Esto es meramente la combinación de la SIDPP y la presión de la bomba a esa velocidad. En el ejemplo arriba, la ICP es de1290 psi (88.95 bar).

PROGRAMA DE PRESIÓN

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Durante el cuadro de tiempo o cantidad de golpes de la bomba que le lleva al fluido de control llenar la tubería de perforación, la presión de la tubería de perforación debería disminuir de la Presión de Circulación Inicial (ICP) a la Presión de Circulación Final (FCP).

Cuando la tubería de perforación está llena del fluido de control pesado (905 golpes), la presión en el medidor de la tubería de perforación debería estar mostrando la Presión de Circulación final (832 psi [57.37 bar]). Mantenga constante esa presión en el medidor de presión de la tubería de perforación hasta que el fluido de control pesado haya circulado por todo el pozo y se apaguen las bombas después de la operación de control.

AJUSTES DE PRESIÓN

A medida que se está circulando la surgencia, mantenga la presión de la tubería de perforación según la presión programada. de la tubería de perforación. Una regla general para este tiempo de retraso es de esperar aproximadamente dos segundos por cada mil pies de profundidad del pozo. Muchos factores afectan el tiempo de retraso, entonces sólo se debería hacer otra corrección después de que haya pasado suficiente tiempo, si no se nota ningún cambio. A medida que el gas empieza a salir por el estrangulador, la presión de la tubería de revestimiento podría empezar a cambiar.

LA SURGENCIA EN LA SUPERFICIE

En los amagos de gas, primero la presión de la tubería de revestimiento y luego la presión de la tubería de perforación (después del tiempo de retraso para los cambios de un medidor a otro) empezarán a disminuir a medida que la surgencia empiece a salir por el estrangulador. Se debe ajustar rápidamente el estrangulador para hacer que la presión de la tubería de revestimiento vuelva al valor que tenía antes de que el gas alcanzara el estrangulador. Es aconsejable guardar un registro escrito de la presión de la tubería de revestimiento como referencia. Después de que la presión de la tubería de revestimiento vuelve al valor apropiado, y después de que haya pasado suficiente tiempo para que la presión se estabilice en todo el sistema, el control vuelve al medidor de la tubería de perforación para las correcciones de presión que sean necesarias. Cuando el líquido que sigue a la surgencia pasa por el estrangulador, empezará a subir la presión de la tubería de revestimiento. Ajuste nuevamente la presión de la tubería de revestimiento al último valor registrado para la misma.En nuestro ejemplo, tratamos de estabilizar la presión de la tubería de revestimiento a 1200 psi (82.74 bar) para mantener la presión de la tubería de perforación en 832 psi (57.37 bar).

CONTINÚE CIRCULANDO

Una vez que el amago de reventón está fuera del pozo, mantenga la Presión de Circulación Final en 832 psi (57.37 bar), hasta que el fluido de control pesado llegue a la superficie.

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VOLVIENDO A CERRAR EL POZO

Si las presiones de circulación no han caído por debajo de los valores programados y la surgencia ya no está, entonces se puede volver a cerrar el pozo. Las presiones de la tubería de perforación y la tubería de revestimiento deberían estar en cero (observar 15 a 20 minutos). si la presión está en cero, el pozo está controlado. si no está en cero, empiece a circular nuevamente. El problema podría ser que la densidad del fluido de control no está consistente en todo el pozo o quizás haya otro amago en el pozo.

A medida que el espacio anular se llena con el fluido de control, se nota una tendencia de ajustar gradualmente el estrangulador para mantener las presiones de circulación correctas. La presión de la tubería de revestimiento debería disminuir hasta un valor insignificante, siempre y cuando no haya habido un influjo adicional. Podría requerir más golpes que aquellos que circularon para subir un fluido de control consistente a la superficie, después de lo cual, se deben apagar las bombas, cerrar el pozo y controlarlo por si se incrementa la presión. Si no se ve ningún incremento en la presión, el pozo debería estar controlado. Si el pozo está controlado y se abre el BOP, tenga en cuenta que podría haber presión atrapada debajo del BOP.

REVISIÓN DEL CONTROL DE ESPERAR Y PESAR

1. Se cierra el pozo después de una surgencia y se registra la información sobre la SIDPP, SICP estabilizadas y el tamaño de la surgencia.2. El primer cálculo debería ser el de la densidad del fluido de control.3. El resto de la hoja de trabajo se completa mientras que se incrementa la densidad del fluido en las piletas o fosas activas.4. Cuando está listo para circular, la bomba se pone a la velocidad de la tasa de control, mientras se mantiene la tubería de revestimiento apropiado (contrapresión) con el estrangulador ajustable.5. Mantenga la presión de la tubería de perforación (o tubería) de acuerdo con el cuadro de presión. Todos los ajustes de presión empiezan con el ajuste de la tubería de revestimiento (contrapresión) desde el estrangulador. Se debe registrar cada ajuste en la presión.6. Cuando el fluido pesado alcanza el trépano, mantenga la presión de la tubería de perforación (o tubería) en la Presión de Circulación Final hasta que el fluido de control pesado regresa a la superficie.7. Si la presión de la tubería de perforación no es correcta, se debe ajustar a su valor apropiado. Para hacer esto, determine la cantidad de presión (alta o baja) que se debe corregir. No lo estime. Generalmente no se consideran los pequeños cambios de menos de 50 psi (3,45 bar) a no ser que la presión baja o excesiva sea crítica). Se debe sumar o restar la cantidad de presión que se necesita del valor de la tubería de revestimiento (contrapresión). Se debería tomar en cuenta el tiempo de retraso para que este cambio en la presión se refleje en el medidor.

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MÉTODO CONCURRENTE

Al Método Concurrente, que involucra pesar el fluido mientras se está en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, también se le ha llamado el Método de Circular y Pesar o el Método de Incrementar el Peso Lentamente. Es un método primario para controlar pozos con una presión de fondo constante Para ejecutar el Método Concurrente se requiere hacer algo de contabilidad y cálculos, mientras está en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, porque podrían haber densidades diferentes e intervalos irregulares en la sarta Dado que hay que hacer algunos de los cálculos muy rápidamente, a menudo el personal operativo ha optado por el Método del Perforador o el Método de Esperar y Pesar, rechazando el Método Concurrente por ser demasiado complicado.

El siguiente diálogo y ejemplos demuestran cómo se puede realizar la recolección de los datos necesarios y los cálculos subsiguientes de manera sencilla. No es una tarea tan grande como para causar un rechazo inmediato para tomar en cuenta del Método Concurrente. Normalmente los registros de los datos se lleva de manera centralizada en el panel del operador del estrangulador en el plataforma del equipo de perforación.

La recolección de los datos necesarios resulta ser una herramienta muy valiosa en cuanto a ayudar organizar las operaciones de control y dar confianza a los que están haciendo el trabajo. En resumen, ellos pueden saber qué está pasando y sentir que están controlando la situación. Se necesita registrar dos columnas de datos, además de lo que normalmente se lleva (es decir, los cambios de presión que se requieren a medida que cambia el peso del fluido versus cuándo los diferentes fluidos entran a la sarta y llegan el trépano).

Algunos operadores requieren que los datos para el Método Concurrente se registren aun cuando tienen la intención de usar el Método del Perforador o el Método de Esperar y Pesar. De esta manera, estando los datos necesarios siempre disponibles, se puede recurrir al Método Concurrente en caso de problemas en el proceso de incrementar el peso del fluido sin tener que cerrar y luego volver a establecer la circulación. (Es durante el arranque y el cierre que es más probable que ocurran pérdidas de circulación o amagos secundarios). Por lo tanto, en vista de las potenciales ventajas ofrecidas por el Método Concurrente, se recomienda que se mantengan registros adecuados durante el proceso de circular y sacar cualquier amago o surgencia. En esta sección se usa una muestra de la hoja de trabajo y se ofrece como guía.

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PROBLEMA DE EJEMPLONota: El procedimiento delineado abajo es para usar en pozos verticales donde las profundidades medidas son esencialmente las mismas que la profundidad vertical real. A igual que con los procedimientos de los Métodos de Esperar y Pesar y del Perforador, el tratamiento especial que requieren los pozos con ángulos elevados se puede encontrar más adelante en este capítulo. Ahora en el siguiente Método Concurrente se usarán los mismos datos sobre el pozo y la surgencia que se usaron en los ejemplos anteriores para el Método del Perforador y el Método de Esperar y Pesar.

1. El pozo se cerró ante una surgencia. El tamaño de la surgencia o ganancia, la presión de cierre en la tubería de perforación (SIDPP) y la presión de cierre en la tubería de revestimiento (SICP) están registradas en una hoja de trabajo. En este momento hay suficientes datos disponibles para realizar los cálculos estándares para el control del pozo.

Peso de Lodo de Control (KMW)ppg = (SIDPPPSI ÷ TVD pie ÷ 0.052) + Peso Original del Lodo (OMW)ppg= (520 ÷ 10000 ÷ 0.052) + 12.5= 13.5 ppg

Peso de Lodo de Control (KMW)kg/m³ = (SIDPP bar ÷ TVD m ÷ 0.0000981) + Peso Original del Lodo (OMW) kg/m³= (13.85 ÷ 3048 ÷ 0.0000981) + 1498= 1618 kg/m³

A. Presión de Circulación Inicial (ICP)psi = SIDPP psi + Presión de Tasa de Control (KRP)psi= 520 + 770= 1290 psi

Presión de Circulación Inicial (ICP)bar = SIDPP bar + Presión de Tasa de Control (KRP)bar= 35.85 + 53.09= 88.08 bar

B. Presión de Circulación Final (FCP) psi = KRP psi x KMW psi ÷ OMW ppg= 770 x 13.5 ÷ 12.5= 832 psi

Presión de Circulación Final (FCP)bar = KRP kg/m³ x KMW par ÷ OMW kg/m³

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= 53.09 x 1618 ÷ 1498= 57.34 bar

C. El volumen interno de la sarta de perforación) generalmente se expresa en golpes o emboladas de bombeo).

D. Se debe ajustar la presión que está circulando en la tubería de perforación de la ICP a la FCP a medida que los fluidos más densos se bombean al trépano. Generalmente los ajustes en la presión se calculan como psi por punto de peso del fluido.

Ajuste por Corrección de la Densidad / presión psi/pt = (ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10)= (1290 - 832) ÷ ([13.5 - 12.5] ÷ 10)= 45.8 psi/pt

Ajuste por Corrección de la Densidad/Presión bar/10 kg/m³ = (ICP - FCP) ÷ ([KMW - OMW] ÷ 10)= (88.08 - 57.34) ÷ ([1618 - 1498] ÷ 10)= 0.023 bar/10 kg/m³

Nota: se puede expresar gráficamente el programa de la presión de la tubería de perforación tal como se muestra.

2. La circulación se inicia al bombear el fluido de peso original, tomando los retornos a través del estrangulador que está controlado como para mantener la presión en la tubería de revestimiento constante tal como se detalla en la parte de este capítulo sobre Conectar la Bomba.3. Después de que la bomba haya alcanzado la tasa de control deseada, manteniendo la contrapresión con el estrangulador, en el valor de la presión de cierre de la tubería de revestimiento estabilizada, anote y registre la presión de circulación inicial, leyendo por directa, la ICP. Compárela con la ICP calculada y, si existe una diferencia de más de 50 psi (3.45 bar), investíguela.4. Manteniendo la presión de la tubería de perforación a la ICP establecida y la tasa de la bomba tal como en el Paso 3, empiece a agregar peso a las fosas activas. A medida que cada punto de incremento de peso en el fluido (un punto es igual a una décima de libra por galón) va entrando a la tubería de perforación, se le debe informar al operador del estrangulador. En el formulario de datos se registra el tiempo y el conteo total de los golpes de la bomba junto con el nuevo peso del fluido que entra. El número de golpes para que este fluido más pesado llegue al trépano se calcula (por medio de agregar la capacidad interna total de la sarta de perforación expresada en golpes de la bomba al total del conteo de golpes cuando se empezó a ingresar el nuevo peso del fluido) y se registra en la hoja de trabajo. Cuando este fluido más pesado llega al trépano, se ajusta el estrangulador por la cantidad del Ajuste de Corrección de la Densidad/Presión la cual, en este ejemplo, es 45.8 psi/pt (0.023 bar/10 kg/m³).5. Los ajustes al estrangulador que se describen en el Paso 4 se repiten a medida que cada punto de incremento en el peso del fluido llega al trépano. Después de que el último fluido de control esté en el trépano, la presión de la tubería de perforación debería estar en la presión que se calculó para la circulación final,

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la cual se debe mantener hasta que se haya recobrado el fluido de control pesado en los retornos en la superficie. Estando el pozo lleno del fluido de control pesado, verifique para ver si el pozo está controlado.Al utilizar el Método Concurrente tal como se describe resultará algo de contrapresión adicional por encima de la requerida para equilibrar la presión poral de la formación. Esto se debe a que no se permite ninguna disminución en la presión de la tubería de perforación en tanto el fluido más pesado alcanza el trépano. En la mayoría de los casos, esto no debería ser un problema porque sólo alcanza 100 psi (6.89 bar) o menos. Sin embargo, si se puede incrementar el peso de fluido rápidamente, o en el caso de los pozos profundos, quizás sea deseable controlar la tasa del incremento en el peso del fluido para limitar la cantidad de contrapresión.

En el problema del ejemplo, si todos los incrementos que se requieren en el peso incrementado estuviesen adentro de la sarta antes de que fuese tiempo de hacer un ajuste en la disminución de la presión, el exceso de la contrapresión alcanzaría a aproximadamente 275 psi (18.96 bar). Una manera de evitar este exceso de contrapresión sería el de incrementar el peso sólo parcialmente, digamos a 12.8 ppg (1534 kg/m³), luego mantener el peso que entra a 12,8 ppg (1534 kg/m³) hasta que pase por el trépano.

La presión de circulación aproximada debería estar entonces a 1.060 psi (73.87 bar) y el exceso de la contrapresión estaría limitado a menos de 100 psi (6.89 bar).

A continuación se resumen las ventajas del Método Concurrente.

Se puede empezar la circulación inmediatamente después de haber determinado las presiones estabilizadas en la superficie. Esto podría mantener libre a la tubería además de evitar la necesidad de emplear el Método Volumétrico para evitar un incremento excesivo en la presión de la superficie debido a la migración de gas que podría ocurrir durante el tiempo que se necesita para pesar el fluido de las piletas para el Método de Esperar y Pesar.

La circulación puede continuar a lo largo de la operación de control dado que no se requiere ningún período de cierre para incrementar el peso del fluido en las piletas. Esto podría ser beneficioso en aquellos pozos donde la circulación ayuda a mantener la tubería libre y ayuda a evitar que el hoyo se empaque alrededor de la sarta de perforación.

No hay ningún apagado ni arranque de bombas programados (como lo hay en otros métodos) reduciendo así la probabilidad de una surgencia secundaria o el ejercer una contrapresión excesiva que podría resultar en una pérdida de circulación.

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El Método Concurrente provee un método sistemático para tratar las variaciones en el peso del fluido, ya sea más pesado o más liviano, sin interrumpir la circulación. Se pueden aplicar estas técnicas en los Métodos del Perforador o Esperar y Pesar como una manera de afinar la cantidad de contrapresión que se mantendrá, asegurándose de que no ingrese ningún fluido adicional de la formación, o que no ocurra ninguna falla en la formación. Esto podría ser especialmente beneficioso en aquellos equipos de perforación que tienen una capacidad limitada para mezclar fluidos y el incremento en el peso del fluido es de 1.0 ppg (119 kg/m³) o más.

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CONSIDERACIONES: DESVIADOS/ HORIZONTALES

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Las mejoras tecnológicas en los instrumentos, herramientas y técnicas han hecho que la perforación horizontal sea algo rutinaria en algunas áreas. Sin embargo, durante muchos años para controlar un pozo, a raíz de problemas relacionados con ángulos pronunciados, los pozos direccionales eran ignorados en su mayoría. Aunque la física para el control de pozos no cambia, hay algunas consideraciones cuando se tratan los amagos en pozos muy desviados.

Las consideraciones para los métodos de presión constante en el fondo, para los pozos con ángulos pronunciados son:

Cálculo de la presión de la fricción basados en profundidades medidas. Cálculo de la presión hidrostática basado en profundidad vertical real. Selección del mejor método para controlar el pozo.

El Método de Esperar y Pesar utiliza una tabla de valores calculados para predeterminar los cambios en la presión en el medidor de la tubería de perforación a medida que se bombea el fluido de control pesado desde la superficie hasta el trépano. Estos cambios son causados principalmente por dos variables.

Un incremento en el peso del fluido de control por la sarta, lo cual disminuye la presión. Presión por fricción adicional (resistencia al flujo) que se incrementa en la sarta debido a la circulación

de un fluido más pesado.

En un pozo vertical, se requieren algunos cálculos básicos para graficar los valores de presión disminuidos y los golpes de la bomba cuando se prepara un programa de presión. Se hacen dos supuestos. El primero es que el largo de la columna del Lodo de Control Pesado se incrementa en la misma cantidad para cada incremento en los golpes de la bomba. Esto es correcto si la sarta no tiene ningún cambio en el diámetro interior (ID) de los tubulares, la tubería de perforación (TP), las extra-pesadas (HW) y los portamechas (DC). El segundo supuesto es que la altura vertical real de la columna del fluido de control pesado incrementa en la misma cantidad para cada incremento en los golpes de la bomba. Esto es verdad si el pozo es vertical y el primer supuesto es correcto. Si se usan las hojas de control de Esperar y Pesar estándares en pozos sumamente desviados, los cálculos podrían resultar en la imposición de una contrapresión más elevada de la requerida para equilibrar la presión de la formación. En algunos casos esto puede llegar a ser tanto como 500 psi (34.48 bar). En la hoja de control de Esperar y Pesar estándar, los cálculos predicen la presión de la tubería de presión desde la ICP hasta la FCP basado en los golpes de la bomba (el volumen a la profundidad medida), tratando el incremento en la hidrostática y la fricción como una simple relación lineal. Es decir, el cambio en la presión se mantiene constante para cada incremento de volumen bombeado desde la superficie hasta el trépano.

En pozos horizontales sumamente desviados se debe tratar la relación de la hidrostática y la fricción por separado, con la fricción basada en la profundidad medida y la hidrostática en la profundidad vertical real (TVD). Es posible lograr el pleno efecto de la presión hidrostática con los varios cientos de golpes que todavía quedan para bombear el fluido de control hasta el trépano (y el incremento resultante en la fricción). Si esta

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presión adicional no es aceptable, se debe usar un programa para compensar por el aspecto direccional del pozo.

El programa de presión para un pozo sumamente desviado u horizontal sólo tendrá un programa de presión lineal en la parte vertical desde la superficie hasta el punto de arranque o KOP. Luego, desde el KOP hasta el trépano, los cálculos están basados en los datos direccionales (TVD y MD). El programa de presión del pozo horizontal tiene un cambio en la presión lineal para la sección vertical, un programa para el radio desde el KOP hasta el horizontal y luego un cuadro de presión lineal desde el punto horizontal hasta el trépano. Los cálculos se hacen complejos, usando varios grupos de datos direccionales y largo medidos. A continuación se encuentran los cálculos necesarios.

1. Calcule el Incremento en el Gradiente de Fricción de la Circulación (psi/pie o bar/m)

Incremento en Fricción psi/pie = (FCP psi – Presión psi de Tasa de Control Original) ÷ Largo de la sarta pieIncremento en Fricción bar/m = (FCP bar – Presión bar de Tasa de Control Original) ÷ Largo de la sarta m

2. Calcule el Incremento en el Gradiente de la Presión Hidrostática (psi/pie o bar/m)

Incremento en Hidrostática psi/pie = SIDPP psi ÷ TVD pie del pozoIncremento en Hidrostática bar/m = SIDPP bar ÷ TVD m del pozo O,Incremento en Hidrostática psi/pie = (KWM ppg – OWM ppg) x 0.052Incremento en Hidrostática bar/m = (KWM kg/m³ - OWM kg/m³) x 0.00000981

El cálculo de arriba supone que se reunirá el fluido de control o que se usará un fluido de control calculado para ser más pesado que el actual.

3. Calcule la Presión de Circulación (CP) a una profundidad dada (requiere tanto la profundidad MD como la

TVD) CP = ICP + (Incremento en la Fricción x MD) - (Incremento en la Hidrostática x TVD)CP psi = ICP psi + (Incremento en Fricción psi/pie x MDpie) - (Incremento en Hidrostático psi/pie x TVD pie)CP bar = ICP bar + (Incremento en Fricción bar/m x MDm) - (Incremento en Hidrostático bar/m x TVD m)

Repita el #3 durante varios largos iguales a lo largo de la curva de un pozo direccional para graficar cuál debería ser la presión de circulación. (Esto funciona también para las profundidades o largos de tubería vertical, horizontal y en espiral).Quizás note que cuando el largo horizontal es significativo (es tan largo como/más largo que la parte vertical del pozo), que la CPKOP quizás esté por debajo del valor FCP y luego se incrementa a la FCP debido a un incremento en la fricción. Esto se debe al incremento en la presión hidrostática sobre la TVD, sin agregarle la fricción de la KOP hasta el trépano en la sección horizontal.

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De este diálogo, surgen algunas preguntas. ¿Son necesarios los pasos adicionales? y ¿el Método de Esperar y Pesar es la mejor selección? Si la diferencia de presión entre los golpes hasta el punto de arranque en un programa de presión estándar y la presión calculada en la CPKOP es más de 100 psi (6.89 bar), entonces probablemente esté justificado. Si es menos de 100 psi (6.89 bar), quizás sea mejor usar sólo el método estándar para calcular el programa de presión, a no ser que esté cerca a la MASP (Máxima Presión de Superficie Permisible), o quizás tenga complicaciones de pérdida de circulación. Factores tales como el tamaño de la surgencia, la MASP y SICP podrían indicar que se grafiquen las presiones con exactitud y se adhiera estrictamente a las mismas.

El cuadro de abajo muestra las diferencias siguiendo una grafica estándar o recta para la presión del pozo (ICP a FEP) versus la presión requerida por los cálculos. En este ejemplo no se requieren cálculos especiales para cambiar la presión desviada cuando el ángulo promedio es menos de 60º y/o la intensidad del amago es menos de 1,0 ppg (130 kg/m³). En general, mientras más elevado sea el ángulo y/o el incremento en el fluido de control pesado, mayor es la necesidad por un cuadro de presión detallado para evitar una sobre presión del pozo.

A continuación hay un método sencillo para determinar la disminución que se requiere en la presión para equilibrar o exceder apenas la presión de la formación mientras bombea el fluido de control desde la superficie hasta el trépano en un pozo desviado. La solución gráfica que se ofrece en la página 143 simplifica lo que de otra manera requeriría numerosos cálculos detallados. Primero es necesario graficar la ICP y la FCP vs. Los golpes (o volumen) en papel gráfico. Después, hay que determinar cuál es la mayor discrepancia.

Esto ocurrirá alrededor del final del incremento en el ángulo. El cálculo # 3 en la página 144 predecirá la CP. De la MD, se pueden determinar y graficar el volumen y los golpes. Luego se puede determinar la diferencia en la presión.Una de las principales ventajas del Método de Esperar y Pesar es que en los hoyos rectos resulta en presiones más bajas en la superficie anular cuando el fluido de control pesado sube por el espacio anular antes de que un influjo de gas llegue a la superficie. Esto resulta en un incremento de la presión hidrostática anular y, por lo tanto, requiere menos presión en la superficie (contrapresión en el estrangulador) para equilibrar la presión en la formación. En los pozos horizontales, o los que.

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Tienen ángulos sumamente pronunciados, el efecto del incremento en la presión hidrostática no se logra hasta que el fluido de control empieza a subir por la parte vertical del hoyo, es decir, por encima del Punto Horizontal (HOP). Si el volumen de la sarta de perforación más el volumen de espacio anular de la TD hasta el HOP es mayor que el volumen en el espacio anular del HOP hasta la superficie, entonces el influjo circulará y saldrá antes de que el fluido más pesado empiece a controlar el espacio anular, Las presiones en la superficie ya habrán alcanzado su valor más alto (a igual que en el Método de Perforador). En este caso, el principal beneficio del Método de Esperar y Pesar es la oportunidad de controlar el pozo en una circulación. Otros beneficios, tales como una menor presión en la superficie que en el Método del Perforador, quizás no se pueda realizar plenamente o podría falta por completo. Se debería considerar el Método del Perforador como una opción viable dado que el fluido de control pesado no está en la parte vertical del pozo antes de que el influjo circule y sale.El Método del Perforador se adapta bien para controlar pozos horizontales. Ofrece la sencillez por encima de otros métodos (especialmente, a la luz del diálogo anterior de cómo calcular el programa del cambio en la presión en el Método de Esperar y Pesar). También minimiza el tiempo de cierre y quita el influjo en menos tiempo que el Método de Esperar y Pesar, sin necesidad de seguir ningún cuadro complejo de presión.

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Independientemente de qué método se usa para circular y controlar el pozo (E y P, Perforador, Concurrente) o si se usa la aplicación del pozo desviado, la ICP y FCP serían iguales. La diferencia entre los cálculos para controlar pozos verticales y pozos desviados/horizontales ocurre entre la ICP y la FCP, estando la mayor discrepancia al final del incremento del ángulo. Los cálculos para los pozos desviados/horizontales serán muy parecidos a las presiones de circulación que ocurren durante la segunda circulación del Método del Perforador.

Los pozos con ángulos pronunciados y los pozos horizontales pueden mostrar un comportamiento inesperado después de que se haya circulado y sacado el amago de reventón. Un motivo de esto es el derrumbamiento o agrandamiento en las secciones de lutita, mientras que las secciones de arena podrían estar relativamente en calibre (debido a la costra de fluido que se va formando en la cara de las arenas permeables). Estas secciones de derrumbes irregulares pueden resultar en cavidades con acumulación de gas al circular y sacar el influjo. A velocidades de circulación más lentas, el gas migra a estas secciones. Una vez que se cree que el pozo está controlado, es normal abrir los preventores de reventones y circular del fondo hacia arriba para limpiar el pozo. Típicamente, esto se hace a tasas de circulación más elevadas (por ejemplo, flujo turbulento). Esto puede proveer un trabajo eficiente de barrera y sacar el gas de las cavidades lavadas. El gas se expandirá libremente y pronto aparecerá en la superficie como:

Un incremento en la tasa del retorno del fluido, en el sensor de flujo. Un incremento en la fosa, indicado por el PVT. Fluido severamente cortado con gas.

Obviamente, bajo estas condiciones, se debe cerrar el pozo de nuevo y circularlo por el estrangulador y el separador de fluido-gas. Es posible que este gas sea suficiente para causar otro amago de reventón de la formación si no se cierra y se controla. Dado que el fluido ya está en el peso de control, se debería usar el Método del Perforador para terminar de circularlo.Resista la tentación de incrementar el peso del fluido. Se podría necesitar otra circulación a tasas de bombeo más elevadas para terminar con la limpieza de cualquier cavidad de gas que quede. Para controlar los pozos horizontales, hay que tomar en cuenta las diferencias entre la TVD, y la MD y como la sección horizontal afectará la detección de amagos de reventón y los esfuerzos para controlar el pozo y los cálculos, tal como se ilustra arriba.

Éstos incluyen:

Mientras las formaciones productivas estén expuestas, las capacidades potenciales de flujo se incrementan enormemente. Esto puede resultar en influjos más grandes, mayores riesgos de pérdida de circulación y complicaciones con los equipos de superficie.

Los amagos o kicks son más difíciles de detectar en la parte horizontal donde primero ocurren. La única defensa podría estar en la parte vertical del pozo. Las condiciones del pozo deben estar supervisadas cada minuto cuando están en zonas de posible presión alta. El perforador tiene que estar alerta para incrementos en la velocidad de penetración, cambios en la presión de la bomba, etc. La cantidad de influjo puede ser mucho mayor de lo parece en primera instancia.

La diferencia entre la SIDPP y la SICP será mínima, a no ser que el tamaño del influjo sea mayor que el volumen horizontal, o si el influjo se extiende a la parte vertical.

Existe la posibilidad de que la surgencia entre a los puntos débiles o a las fracturas a lo largo del hoyo horizontal, dando lecturas de presión en la superficie que no son confiables. Cuando se cierra el pozo,

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supervíselo para ver si tiene fluctuaciones o una disminución en la SIDPP o SICP. Es posible que haya una pérdida de circulación inmediatamente después de un amago de reventón y podría llevar a un reventón subterráneo y que la tubería se atasque en la sección horizontal.

El gas quizás no migre o puede migrar más lentamente en la sección horizontal que en la sección vertical o curvada. Asimismo, cuando está circulando el influjo, en tanto que sigue en la sección lateral, no deberá haber ninguna expansión (siempre y cuando que la presión en el fondo del hoyo siga constante).

Una vez que está en la sección vertical, la expansión y los ajustes en la presión serán más frecuentes para mantener una presión constante en el fondo del hoyo.

En la sección horizontal, el gas puede quedarse enla parte superior o arriba en el hoyo, especialmente si la sección tiene alguna cavidad para atrapar el gas en la parte superior. Este gas quizás no circule y salga y puede ser un problema mientras extrae la tubería, sacando así este gas a la parte vertical.

El orden de la sarta en un pozo horizontal quizás sea a la inversa de la perforación convencional. Es decir, los portamechas están cerca de la superficie, la HWDP (tubería de perforación extra pesada) debajo de los portamechas, y la tubería de perforación y las herramientas debajo de la HWDP. Todo esto afecta los volúmenes anulares y las velocidades mientras que están circulando un influjo, con velocidades (y potencial de expansión) más elevadas.

El gas podría estar más extendido debido a la parte horizontal y el derrumbe del hoyo. Sin embargo, una vez que llega a la sección vertical, especialmente en el área de los portamechas, el influjo se alargará debido al espacio libre y más pequeño en el espacio anular. La velocidad por el estrangulador puede incrementarse rápidamente, incrementando la presión en el estrangulador. En ese momento quizás haya que ajustar rápidamente el estrangulador para mantener la presión correcta en el fondo del hoyo y para minimizar la presión en la zapata de la tubería de revestimiento y en las formaciones más débiles.

Cuando está calculando la densidad del fluido de ahogo, la profundidad apropiada es importante. Aunque el pozo quizás tenga una profundidad medida (MD) que sea varios miles de pies más largos que la profundidad vertical real (TVD), se sigue usando la TVD para calcular este fluido de control. Asimismo, la MD se usa para calcular los volúmenes para cualquiera de los dos tipos de pozo. Aunque esto parece sencillo, las cosas sencillas han resultado en muchos reventones.

Si ocurre alguna condición como, por ejemplo, la pérdida de circulación u otros problemas relacionados con el control de un pozo, quizás sea necesario detener el control y evaluar nuevamente el mejor método para controlar el pozo. La seguridad del personal siempre debe ser la parte más importante del proceso de planificación y ejecución para un control de pozo.

Se dejan fluir los pozos durante la perforación con Insuficiente contrapeso / producción mientras están perforando (UBD/PWD). El control de estos pozos podría dañar su futura producción. Sin embargo, se puede cerrar el pozo y calcular el fluido de control pesado. Si el pozo tiene fracturas verticales, el pozo todavía podría fluir, dado que el fluido de control podría haber entrado en una fractura que estaba vacía o agotada.

BULLHEADING (REGRESAR LOS FLUIDOS AL RESERVORIO)

En algunas áreas, el bullheading, llamado también deadheading, es una manera común para controlar un pozo en reacondicionamiento. Esta técnica funciona cuando no hay obstrucciones en la tubería y se puede lograr la inyección en la formación sin exceder ninguna limitación de presión. Al hacer el bullheading, se bombean los fluidos del pozo de vuelta en el reservorio, desplazando la tubería o la tubería de revestimiento

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con suficiente cantidad de fluido de control. El bullheading se aplica en algunas circunstancias de perforación, principalmente si se toma un amago de reventón de H2S.

Aquí quizás sea preferible bombearlo de nuevo a la formación, en lugar de traerlo a la superficie. En operaciones de reparación, el bullheading tiene aplicaciones limitadas y está sujeto a muchos problemas, como los siguientes:

Los fluidos de la formación que tenga una alta viscosidad podrían ser difíciles de empujarlos y tomar mucho tiempo para regresarlos.

Se deben conocer y no exceder las presiones de reventón de la tubería de revestimiento. Al empujar el fluido por la tubería, quizás haya que aplicar algo de presión en la tubería de revestimiento para que la tubería no reviente y además verificar la hermeticidad de la zona de empaque.

El gas podría presentar un problema serio de migración. Si sucediera un problema con la migración de gas, generalmente se recomienda agregar viscosificadores al fluido de control.

Una baja permeabilidad en el reservorio podría necesitar que se exceda la presión de fractura.

PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR EL BULLHEADING

1. Estando el pozo cerrado, determine la presión de la tubería (si está por hacer bullheading por la tubería de revestimiento, determine la presión de la tubería de revestimiento).2. Prepare un borrador con un cuadro de presión, utilizando los golpes de la bomba versus la presión de la bomba. Empiece con 0 golpes y la SITP en el inicio del cuadro. A medida que se acelera la bomba lo suficiente como para superar la presión del pozo, el fluido empezará a comprimir los gases o fluidos en el pozo hasta que la formación empieza a aceptarlo. Esta presión puede ser de varios cientos de psi (bar) por encima de la SITP- Tenga cuidado de no sobrepasar ninguna presión máxima. Bombee a las velocidades programadas. Normalmente se conecta la bomba lentamente, luego, una vez que se haya establecido la inyección, se lleva a la tasa de control deseada y luego se la va deteniendo a medida que se cree que el fluido de control está llegando al la formación. Cuando inyecta los fluidos producidos en la formación, la hidrostática adicional del fluido de control bombeado hará disminuir la presión en la tubería. Registre los valores de presión real en el cuadro respecto al volumen o intervalos de golpes apropiados hasta llegar al final de la tubería/ trépano.3. Una vez que el fluido de control empieza a entrar en la formación, dado que generalmente no es el mismo tipo de fluido, se verá un incremento en la presión de la bomba. Detenga la bomba, a no ser que se haya aprobado un sobre desplazamiento; cierre el pozo y supervíselo. Si todavía se observa algo de presión, entonces el gas pudo haber migrado más rápido, de lo que se lo estaban bombeando hacia abajo, o el fluido de control no tenía densidad suficiente . Se puede usar la técnica de lubricar y purgar, o un método de circulación inversa o normal. Se debe recordar que no se puede considerar que el pozo esté controlado hasta que el fluido de control haya desplazado completamente el fluido anterior.

Otra técnica de bullheading, que se usa principalmente en la perforación, requiere que se bombee en el espacio anular y que no se permita que haya ningún retorno por la tubería de perforación. Tal como se mencionó, este método tendría aplicaciones en situaciones como presencia de gases corrosivos o amagos de reventón que son demasiado grandes para subir a la superficie, o donde los equipos en la superficie no podrían soportar la presión máxima anticipada que podrían recibir. Se debe recordar que la decisión de regresar fluidos a la formación (hacer bullheading) durante la perforación se debe tomar de antemano, como parte del procedimiento de cierre. Si hay alguna demora antes de tomar la decisión de usar esta técnica, el

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gas podría migrar hacia arriba y disminuir las posibilidades de empujar el amago de reventón de nuevo a la formación que lo produjo. Al bombear así, es decir, incrementando la presión en el hoyo, podría resultar en una fractura en la formación en la zapata u otros puntos débiles en el sistema.

SISTEMA DE LAS LÍNEAS DEL CHOKE / KILL Y FRICCIÓN

Se puede introducir una presión significativa en el pozo cuando se circula por el sistema de las líneas del choke y kill. Esta presión tiene muchos nombres diferentes (presión de fricción de la línea del choke, pérdida de presión de circulación por fricción, presión de la línea del choke, caída de presión, DP, etc.), mas en este texto la llamaremos la presión de fricción en la línea del choke (CLFP). Se debe determinar la CLFP con precisión para minimizar el riesgo de pérdida de fluido y/o fractura de la formación durante el control del pozo. En los equipos de perforación con BOP en la superficie, generalmente no se toma en cuenta la CLFP porque generalmente es baja, por lo general es menos de 50 psi (3,44 bar). sin embargo, en una columna submarina, el sistema de las líneas del choke y de kill tienen por lo menos el largo del riser. Entonces, mientras más profunda sea el agua, más largo será el sistema de las líneas del choke y de kill, y mayor será la cantidad de fricción en la línea del choke. Dado que es probable que la CLFP cambie debido al cambio de las propiedades del lodo, su determinación es tan importante como también las presiones de caudal de control En un sistema de líneas de choke y de kill con un ID pequeño, la CLFP con un lodo de 14 ppg (1678 kg/m³) bombeado a 5 bbl/min (8 m³/min) en sólo 500 pies (152.39 m) de agua debe estar cerca de 200 psi (13.79 bar). Si se agrega esta presión a un zapato de casing a 3.500 pies (1066.5 m), la circulación por el sistema de la línea del choke del riser incrementará el peso efectivo (equivalente) del lodo que están en el zapato en 1.1 ppg (131.8 kg/m³). Debería ser obvio que en aguas profundas se deberían usar caudales de control más bajos. El siguiente es el cálculo para el incremento en la densidad del lodo equivalente (EMW) en el zapato.

METODO VOLUMÉTRICO SIN TUBERÍA DE PERFORACIÓN

El método volumétrico estándar de mantener la presión de fondo del pozo constante para mantener la migración de gas en equipos terrestres o de aguas no muy profundas, es una técnica de purgar y descomprimir, el equivalente de presión de casing por la presión hidrostática generada por el fluido purgado. En aguas profundas, cuando el gas migro por encima del cabezal de pozo y hacia el diámetro pequeño de la línea de choke, llega a ser difícil averiguar exactamente donde está el gas y por lo tanto determinar la correcta presión de casing. Una técnica dinámica se usaría para cuando se estima la posición del gas, cerrando el ram inferior y trabajar con el gas atrapado, por etapas bombeando a través del espacio anular, hacia debajo de la línea de kill y retornar a través de la línea de choke. Otra técnica dinámica complicada involucra bombear hacia abajo de la línea de kill a través del anular cuando sé monitoreo cuidadosamente la ganancia en los pits. La presión de circulación apropiada es determinada gráficamente por la observación de los cambios de

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volumen de lodo. La determinada CLFP al régimen de bomba correspondiente es sumada a la presión de casing. En la medida de cumplimentar esto, la línea de kill debe estar llena antes de comenzar la operación y un tanque o pit pequeño y exacto sé usara para la succión y el retorno. Podrá verse que evacuar el gas combina el método dinámico y volumétrico y lubricación y purga.

MÉTODOS PARA CONTROLAR POZOSComience a purgar fluido nuevamente del pozo a una tasa que permite mantener firme la presión de la tubería de revestimiento dentro de los límites del margen de trabajo (800/900 psi) hasta 6.1 bbls por encima de la sección cruzada. Repita los pasos 3 y 4 hasta que la tubería está en el fondo o el gas está en la superficie.

INYECTAR Y PURGAR (LUBRICACIÓN)

El Método de Inyectar y Purgar a menudo es una continuación del Método Volumétrico y se utiliza una vez que el fluido del amago de reventón llega al cabezal del pozo. También se usa si las perforaciones o los puertos giratorios de la tubería están taponados o la tubería está llena de arena o taponada, y no es factible circular porque las presiones se elevarían en el pozo y comenzarían a alcanzar los valores máximos clasificados para el cabezal del pozo. En el Método de Lubricar y Purgar, el fluido se bombea en el pozo y se permite que caiga por el espacio anular. Se debe dar suficiente tiempo para que el fluido empiece a afectar (incrementar) la

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presión hidrostática en el espacio anular. Dado que se le agregó una presión hidrostática al pozo, se puede sacar o purgar una contrapresión que sea igual al incremento por la hidrostática.

Para empezar a lubricar y purgar, el fluido se debe bombear al pozo. Este fluido debe medirse cuidadosamente. Del número de golpes de la bomba o de la medición del volumen bombeado, se puede calcular la altura del fluido cuando está en el hoyo. Una vez que se conoce la altura, se puede determinar el incremento que se ha generado por la presión hidrostática. Este valor es lo que se purgará en la superficie.

EJEMPLO

Presión en la superficie (SICP) es de 4650 psi (320.62 bar)ID de la tubería de revestimiento = 0.004” (152.5 mm)OD de la tubería = 2-7/8” (73.03 mm)Peso del fluido = 9.0 ppg 1078 kg/m³La bomba es una Gardner Denver PZ9 con una producción o rendimiento de 0.044 bbl/stk (0.007 m³/stk)

En este ejemplo, prenderíamos la bomba lo suficiente como para superar un poco las presiones del hoyo. Esto requiere una bomba de alta presión. La bomba hace que el fluido entre en el pozo, lo cual incrementa las presiones. Por lo tanto, se deben limitar la presión y el fluido inyectado normalmente a un incremento de 200 psi (137.9 bar) por encima de la presión de cierre. Cuando se inyectó el fluido, hizo falta 195 golpes para incrementar la presión en la tubería de revestimiento en 200 psi (13.79 bar): a 4850 psi (334,4 bar). Se puede calcular el volumen bombeado en el pozo:195 stks x 0.044 bbl/stk = 8.58 bbls195 stks x 0.007 m³/stk = 1.365 m³

Queremos evitar las presiones excesivas en todo momento. Sin embargo, debemos esperar hasta que el fluido caiga por el espacio anular entes de que podamos purgar los 200 psi (13.79 bar) de presión de inyección y regresar la presión de la tubería de revestimiento a las 4650 psi (320.62 bar). Si no esperamos que el fluido caiga, podemos perder fluido y la presión hidrostática del pozo cuando empecemos a purgar. Sólo recién después de que pase suficiente tiempo se puede purgar el incremento en la presión por la inyección. La espera para que caiga el fluido depende de la geometría del pozo, del tipo de fluido y de la sección por la cual tiene que atravesar en su caída. Esto puede llevar de 15 a 30 minutos o más, según el tipo de fluido y la geometría del pozo. Después, podemos calcular cuánto fue el incremento en la presión hidrostática cuando bombeamos líquido en el pozo y luego purgamos un monto equivalente de contrapresión. Primero, hay que calcular la altura del volumen bombeado.

8.58 bbls ÷ 0.027 bbl/pie = 318’1.365 m³ ÷ 0.01408 m³/m = 97.9 m.Ahora calcule el incremento en la presión hidrostática.9.0 ppg x 0.052 x 318’ = 149 psi (aprox. 150 psi)

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1078kg/m³ x 0.0000981 x 97.9 m = 10.3Los 150 psi (10.3 bar) de incremento en la presión hidrostática se resta de la presión actual de 4650 psi (320.62 bar) en la tubería de revestimiento y luego se purga la presión de la tubería de revestimiento hasta ese valor.

4560 psi - 150 psi = 4500 psi320.62 bar - 10.3 bar = 310.32 bar

El procedimiento, de la inyección del fluido, de la espera para que mantenga la presión hidrostática, y luego de la purga de la presión de la tubería de revestimiento, se repite hasta que el espacio anular esté lleno de fluido y el valor de la tubería de revestimiento sea 0 psi. Si el pozo no tuviera suficiente contrapeso, se debe reemplazar el espacio que ocupa el gas en el hoyo con un fluido lo suficientemente pesado como para compensar el insuficiente contrapeso de la presión (eso quizás no sea posible determinar y no se pueda predecir.

FLUJOS DE POCA PROFUNDIDAD

Varias condiciones geológicas son conducentes a flujos de poca profundidad. Éstas incluyen los efectos artesianos, insuficiente compactación, los fluidos atrapados y presurizados por sobrecargas y formaciones creadas por las corrientes turbulentas que arrastran sedimentos.

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GAS

El gas poco profundo puede acumularse en la arena si el gas migratorio queda atrapado por una barrera como la arcilla. Las arenas siempre tienen una presión excesiva en la parte superior de la arena. La fuerza impulsora de la arena poco profunda casi siempre se debe a una columna de agua de mar. Entonces, la presión en la base de la arena, o el contacto del gas / agua es equivalente a la presión hidrostática del agua de mar a esa profundidad. Dado que la densidad del gas en la arena es insignificante, la presión en la parte superior de la arena será igual a la presión en el fondo y siempre tendrá una presión excesiva.

La cantidad de la presión excesiva está en función del espesor de la acumulación de gas. Si la formación tiene un buzamiento, el espesor de la acumulación de gas será efectivamente la distancia vertical desde donde se penetra la arena hasta el contacto del gas / agua. Esto podría ser mayor que el espesor aparente de la arena.

Zonas peligrosas con gas poco profundo, perforadas sin lodo denso y/o riser, pueden resultar en un influjo. Algunas veces este kick resultará en un reventón.. El tiempo desde el inicio del kick hasta terminar con la descarga quizás sólo sea una cuestión de minutos. No habrá mucho tiempo para tomar acciones correctivas. Una preocupación del gas [que sube] en la superficie es el penacho (bolsón) de agua gasificada de baja densidad. La estabilidad de una embarcación flotante se podría ver afectada si el bolsón de gas sale a la superficie debajo de ella. Han habido problemas cuando se han dejado alguna escotilla abierta, resultando en la inundación de los compartimientos y haciendo que [la embarcación] se tumbe o se hunda. A medida que se incrementa la profundidad del agua, se disminuye esta posibilidad debido a que las corrientes moverán el bolsón, alejándolo del equipo de perforación. Las embarcaciones amarradas en aguas poco profundas

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deberían tener planes de contingencias para permitir que el equipo de perforación se aleje del bolsón de gas debido a la naturaleza inflamable y explosiva de éste. Si se encuentra gas a poca profundidad al usar retornos al lecho marino, el medio principal para detectar el influjo de fluidos es por medio de los cambios en la presión de la bomba y / o visualización en la superficie. La perforación con retornos al lecho marino hace que los demás métodos de detección de kicks sean inútiles. La manera más confiable para detectar un kick es por medio de una disminución en la presión de la bomba. A medida que el gas entra en el pozo efectivamente disminuye la densidad de la columna de fluido y, por tanto, se necesita menos presión en la bomba para circular la columna. En un momento así, también se puede observar un incremento en los stroks de la bomba si no tiene regulador de velocidad. Con las mejoras en la tecnología de la MWD / LWD, también se puede medir la presión y tal vez como un método para detectar un kick. Una cámara de ROV (vehículo de funcionamiento remoto) es una excelente herramienta para detectar un influjo por medio de la observación de burbujas de gas. Esto podría estar impedido por la falta de claridad en el agua de mar. El gas que sube a la superficie también es una indicación. Pero a medida que el agua se torna más profunda, la corriente se hace más fuerte, el mar se torna tormentoso o, en condiciones con poca luz, es más difícil avistar el gas en la superficie. En el caso de un influjo, las opciones son limitadas. Se debería tener a mano lodo premezclado, anticipando un reventón de poca profundidad. El volumen debería ser suficiente como para desplazar varias veces el volumen del pozo (incluyendo un factor de derrumbe) a la profundidad proyectada para el casing. Debería densidad hasta un peso cercano a la densidad de fractura del lodo.

FLUJOS EN AGUAS POCO PROFUNDAS

Los flujos en aguas poco profundas (SWF) podrían ser difíciles de detectar con cuando se esta perforando la parte superior del pozo.. La presión de la bomba debe monitorizarse muy de cerca. Cambios repentinos o significativos podrán indicar por flujo. De cualquier manera si el pozo esta sujeto a erosión, la presión de bomba no habrá cambios significativos y podrá disminuir un poco cuando el pozo se agrandase. Si el flujo no es demasiado elevado para alterar la presión de bomba, será in detectarse Gas a poca profundidad tal vez causara problemas con el cemento, canalización o eventualmente perdida del pozo. Si el gas no este presente al observar en forma visual o cambios en la presión, y el ROV inspeccionar durante un viaje podrá indicar turbidez y flujo del pozo.

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PROCEDIMIENTOS

El método principal de control para los flujos de poca profundidad es evitarlos. Se eligen las ubicaciones que disminuyen las posibilidades de encontrar arenas peligrosas a poca profundidad mediante el uso de registros sísmicos, información de pozos cercanos a arenas, o la perforación direccional puede ser utilizada para reducir la exposición a sitios de alto peligro. Si no se puede evitar la exposición a la arena de poca profundidad, otro enfoque es el de perforar la sección utilizando lodo. Esto requerirá grandes cantidades de lodo, a veces muchos cientos de barriles (m³), que no se recuperarán. La mayoría de los equipos flotantes tienen sistemas de pits de gran capacidad como también la baritina almacenada en tolvas. Cualquiera sea la manera de perforar los primeros tramos del pozo, con agua de mar o con lodo, es muy buena practica tener premezclado de reserva lodo para evitar la demora en la mezcla del lodo. Muchos operadores poseen una reserva de lodo densificado aproximadamente 1.0ppg mas pesado que el fluido de trabajo, la razón que es mas fácil reducir el peso de lodo que incrementarlo. Otro enfoque es el de perforar con agua de mar, permitiendo que el flujo poco profundo ocurra mientras se controla su intensidad. Si la intensidad del flujo es excesiva, podría ser necesario tratar de controlarla con lodo densificado. Si no se puede recuperar el control, quizás haya que abandonar el sitio y volver a perforar usando otra técnica.

Por lo general, si se detecta un influjo y se va a tratar de controlarlo, cambie inmediatamente de la succión de agua de mar a los pits densificadas. Si es posible, no pare las bombas. Se debe bombear el lodo pesado a un régimen alto para maximizar las ECD. Controle el pozo utilizando varias bombas al régimen máximo. Es casi imposible bombear rápido en exceso, generalmente el régimen esta limitado por la capacidad de presión de la bomba. Si la presión de la bomba se incrementa y se estabiliza después de desplazar el volumen del pozo varias veces (al menos dos veces) se puede recuperar el control. Si la presión de la bomba no incrementa en forma significativa, o el ROV no indica la detención de las observaciones de influjo, se necesita ya sea un régimen de bombeo más alto o un lodo más pesado. Si no se puede detener el flujo, se debe mantener el

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equipo de perforación en una posición segura, contra el viento y contra la corriente de cualquier gas que esté subiendo a la superficie hasta que se haya depletado la zona de gas o el pozo se haya derrumbado. La posibilidad de que haya gas+ subiendo a la superficie alrededor del equipo de perforación disminuye con la profundidad del agua y en las áreas que tienen corrientes significativas. Al principio, quizás los flujos poco profundos pasen desapercibidos antes que la zona se reviste y se cementa. También podría haber una reacción atrasada después de que fragua el cemento.

El gas podría romperse y canalizarse a la superficie (moverse en forma lateral) a una distancia considerable del pozo. Se debería hacer empleara regularmente el ROV para supervisar el pozo y sus alrededores para ver si existe alguna evidencia de flujo.

PRECAUCIONES Y CONSIDERACIONES

Los miembros de la cuadrilla deberían conocer los procedimientos de control estándar y estar constantemente alertas a los cambios en el flujo. Si se requiere fluido pesado, debería estar premezclado y listo.

En las embarcaciones amarradas, todas las anclas deberían estar preparadas para ser soltadas en caso de emergencia. Debería existir un plan para alejarse. Diariamente se deberían designar los encargados de los guinches de anclas específicos para soltar anclas en caso de emergencia, según las condiciones climáticas prevalecientes. Se debería supervisar continuamente el viento, la corriente y las condiciones del mar. Modifique el plan de abandono cada seis horas o cuando quiera que se observa algún cambio significativo en la velocidad y/o dirección del viento.

La erosión del pozo es una preocupación primordial. El tiempo de exposición de la sección del pozo debería minimizarse. Una sección de pozo erosionado o lavado requerirá cantidades de cemento más grandes que las programadas y resultará en trabajos de cementación ineficientes. También se podrí desestimar efectivamente la mayoría de los esfuerzos de control y necesitar mayores volúmenes de lodo para tratar de recuperar el control.

Se deberían bombear píldoras de gel o colchones lavadores a intervalos regulares Rastreadores (tinte, mica etc.) tales ves deben agregarse al las lavadores para ayudar a la identificación con el ROV. Esto podría ayudar a verificar los volúmenes anulares por medio de tomar el tiempo de los retornos a la línea de lodo a regímenes de circulación constantes.

Para los viajes, se debería llenar el pozo con el lodo pesado para proveer un sobrebalance y una mejor estabilidad en el pozo. El lodo pesado no debería exceder la presión de fractura o de sobrecarga. Asimismo, se debería considerar un lodo con baja pérdida de agua (filtrado) que construye un cake delgado en la pared, tal ves se consideraría antes de correr el casing.

Un pozo piloto, de 9-7/8” (250,83 mm) o menos, puede incrementar la posibilidad de tener un control dinámico exitoso. Los regímenes de bombeo más bajos y el menor peso del lodo podría funcionar en pozos con diámetros más pequeños siempre y cuando se mantenga al mínimo el canalizado /erosión del pozo. Una tubería de perforación más grande, de 5-1/2” (139,7 mm) o más, también ayudará a facilitar las posibilidades, pero contribuye a la erosión del pozo..

Los jet que se eligen para el bit se deberían tomar en cuenta los regímenes de circulación y el procedimiento para el control.

Luego de un control exitoso, un efecto de tubo en U se presentara en el pozo después de para las bombas. Si la tubería de perforación se llena con agua de mar después de un control exitoso, todo el flujo anular debería detenerse. Se deberían comparar las interpretaciones cualitativas de los videos anteriores del ROV para estar seguros que el pozo está muerto.

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DETECCIÓN DEL KICK CON RISER Y CONJUNTOS DE B.O.P.

La naturaleza misma de una embarcación flotante hace que el problema de la pronta detección de un kick sea complejo. Hay que tomar en cuenta los efectos de la condición del mar como el cabeceo, balanceo y oscilación vertical cuando está controlando el flujo de retorno y los cambios en el nivel de los pit (vea abajo). Además el transporte de los recortes puede generar un problema debido a la baja velocidad anular en el gran anular del reiser, muchos equipos flotantes ponen una extra bomba en el reiser submarino a través de la línea de llenado. Este extra flujo del pozo puede enmascara el verdadero flujo del pozo. Se debería establecer un rango para que alguna diferencia alerte al perforador que podría estar empezando un problema. El indicador de retorno (sensor de flujo) es uno de los mejores indicadores de un posible kick o pérdida de circulación. Debería ser lo más sensible posible y hay que mantenerlo en buenas condiciones de funcionamiento. Hay que fijar la alarma para un cambio de 25 a 50 gal /min (94.63 a 193.75 l/ min) en el flujo por encima del rango de movimiento de la embarcación.

Se deberían fijar las alarmas del totalizador del volumen de los pits en un rango de +5.0 a -5,0 bbls (+0.8 a -0.8 m³) por encima de los movimientos de la embarcación que afectan el indicador. Registros del nivel de los pits o dos flotadores opuestos por pit agregan precisión al sistema de PVT. “Balooning”(inflan) es el nombre dado a una formación de especiales características toman parte del fluido cuando se bombea, y y nos retorna todo el fluido cuando se para la bomba Este se sabe si la formación tiene micro fisuras y toma fluido debido a la perdida de presión en el anular, si la formación de referencia se expande debido a la presión ejercida por la bomba. En cual caso el chequeo normal del flujo resultara complicado en la formaciones que se baloon (inflan)

Cualquier volumen de agua, materiales o fluidos que se agregan al o se sacan del sistema activo deberían salir de tanques medidos y deberían ser registrados e informados al perforador, jefe de equipo, representante de la empresa y control de lastre. Es esencial que el perforador, ingeniero de lodos o el personal en el lodo lleven un muy buen record del lodo perdido en orden de hacer un buen juicio durante el chequeo del flujo. En cualquier duda el pozo debería cerrarse y monitorear las presiones cuidadosamente. Una consideración a tener en cuenta es circular el pozo con el método del Perforador, siempre y cuando se sabe positivamente que el pozo no esta sub balanceado. La presión del stand pipe es otra herramienta que se puede usar para la detección del kick y se debería fijar a un desvío de presión de 50 a 100 psi (3,45 a 6,89 bar) (o a cualquier desvío de presión mínimo que se pueda usar).

También se pueden usar las herramientas de MWD / LWD para indicar un kick. Se debería evaluar el tipo de herramienta, su colocación y sus capacidades teniendo en mente el control del pozo según los riesgos involucrados con el pozo. Una vez que se detecta un kick, se debería cerrar rápidamente el pozo, de acuerdo con la política de la empresa. También debería ser la política de cerrar el desviador (diverter) después de cerrar el pozo y verificar el flujo en el riser por si hay gas en el mismo.

En las embarcaciones flotantes en aguas más profundas, la posibilidad de obtener gas encima del BOP antes de detectar un kick se incrementa con la profundidad del agua. Si se detecta flujo de la línea del desviador después de que se haya cerrado el pozo, cierre inmediatamente un preventor alternativo. Si el flujo se detiene, entonces el primer preventor ya sea estaba mal cerrado, o tiene un elemento de con fuga. Si todavía se observa flujo, el gas podría estar migrando arriba del BOP en el riser. Con un riser activo, mantenga cerrado el empaquetador del desviador hasta que el gas migre y salga con el viento por la línea de desvío que está a

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sotavento. Gas atrapado en el riser puede causar un problema muy serio. En aguas muy profundas, la presión generada por el agua salada en contra del riser lleno de gas puede colapsarlo. Además el manejo del gas que llega a superficie y viene a través de las líneas del diverte puede ser muy peligroso para un equipo que no esta correspondientemente preparado. Muchos equipos poseen líneas de llenado del riser. Durante las operaciones de perforación estas sirven para ayudar a elevar los recortes en el riser de gran diámetro. En el caso de gas en el riser , esta línea puede ser utilizada para circular por etapas el gas hacia fuera, así el equipo de superficie puede manejarlo con seguridad. Algunos equipos tienen los medios para recibir el retorno desde el riser a través de un separador de gas de gran tamaño para grandes volúmenes de gas. Cualquier sea la forma de manejar la situación, se debe hacer todos los esfuerzos para mantener el riser siempre lleno de fluido cuando se evacua el gas.

Una viscosidad y fuerza gel elevadas del fluido en el choke y en la línea de kill, como así también lodo a base de petróleo o petróleo sintético, podrían enmascarar la SICP. El pozo podría demostrar la capacidad de fluir en las verificaciones de flujo, pero sin tener ninguna presión de cierre de casing. Se debería considerar el uso de fluidos con pocos sólidos, poca viscosidad, en las líneas del choke y kill. Si esto no es posible, cierre un preventor de reventones debajo de las salidas del choke y kill y circule hacia abajo por una línea y hacia arriba por otra. Esto reducirá el efecto del gel y se puede determinar la SICP una vez que el choke o la línea de kill está correctamente alineado.

EQUIPAMIENTO SUBMARINO

Se pueden quitar los hidratos por medio del calor, disolución con productos químicos o reducción de la presión. El metanol podría ser eficaz para disolver los hidratos. Para colocar el producto químico en los puntos para el tratamiento, se tendría que cortar la tubería químicamente o correr un coiled tubing por la línea bloqueada. Alternativamente, se puede correr el coiled tubing por la tubería de perforación a una profundidad que está debajo del bloqueo. Si circula un fluido calentado, calentará la tubería de perforación y el espacio anular. Quizás se requiera un tiempo relativamente largo para subir la temperatura por encima de la temperatura a al cual se disolverán los hidratos. Debido a lo distante que están los preventores de reventones

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submarinos, se han desarrollado equipos especializados. La parte que conecta al riser con el preventor de reventones principal se llama el conjunto inferior del riser marino (LMRP).Este conjunto incluye el preventor anular, las conexiones hidráulicas para el resto del preventor de reventones, las funciones del cabezal del pozo y los conectores para las líneas del choke y de kill. También conecta el riser con el conjunto del preventor de reventones por medio de una junta esférica o junta flexible para minimizar el esfuerzo en los preventores de reventones del riser debido a la corriente, el mar, movimiento y tensión del equipo de perforación. En la superficie se incorpora un sistema de tensión o compensación para evitar que el riser se derrumbe. Una junta deslizante conecta el riser con la línea de flujo. Esto es esencialmente un barril que está adentro o alrededor del riser con una conexión tipo empaquetamiento al riser, que se desliza para compensar por el movimiento del equipo de perforación debido a las condiciones climáticas, la marea o el mar. Líneas de guía van desde el equipo de perforación hasta el marco de la base submarina (placa base) para realizar múltiples funciones, guiando el conjunto del preventor de reventones, el LMRP y el riser y los módulos de control a sus lugares. Es normal que las líneas del choke y de kill se corran juntos y conectados al riser.La redundancia (con un 100% de reserva) es un factor esencial en el diseño de los sistemas en general preventores de reventones. Por ejemplo, además del sistema del desviador, el conjunto típico del preventor de reventones submarino consta de seis preventores, dos preventores anulares y cuatro preventores ram, para proveer versatilidad. Los preventores ram generalmente incorporan al menos un juego de VBR (diámetro variable) y un juego de ram ciegas / de corte Se proveen sistemas de cierre o módulos por duplicado. Si un módulo falla, el otro está disponible para las funciones del BOP. En la estructura del conjunto del preventor submarino se proveen cilindros del acumulador además de los cilindros del acumulador que está en la superficie para así asegurar el rápido funcionamiento de los componentes.El diseño de estos cilindros del acumulador deben tomar en cuenta la presión de la columna de agua para proveer la presión apropiada para las funciones de la BOP. Los sistemas complejos podrían incorporar un respaldo acústico en caso de que se pierdan las comunicaciones por los paquetes de la línea de control.

EL SISTEMA DEL PREVENTOR DE REVENTONES SUBMARINO

Todo el sistema del preventor de reventones submarino es grande, complicado y costoso. A raíz de esto, tiende a dominar en las actividades del control de pozos. Las características funcionales de sus componentes y los procedimientos operativos pueden ser muy específicos para el fabricante y el tipo de equipo. Debido a esto, especialistas en equipos submarinos se dedican específicamente a los aspectos operativos y de mantenimiento del sistema.

Una vez instalado, el sistema del preventor de reventones submarino existen poco cambios en las técnicas de control de kick. El equipo tiende a ser más grande y el sistema de control más complejo y remoto. Esto requiere más tiempo para cerrar el pozo correctamente que en un conjunto de preventor de reventones

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convencional en la superficie, lo cual resulta en influjos más grandes. Quizás tome de 30 a 45 segundos para operar una válvula o ram. El preventor anular puede tomar de 45 a 60 segundos o más debido a la gran cantidad de fluido hidráulico que se re requiere para cerrarlo. Nota:El API requiere que el tiempo de cierre para los rams sea dentro de 45 segundos y dentro de los 60 segundos para los preventores anulares. El Director Noruego del Petróleo (NPD) requiere que el tiempo de cierre para las rams sea dentro de los 30 segundos y dentro de los 45 segundos para los preventores anulares.

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EL SISTEMA DE CONTROL DEL PREVENTOR DE REVENTONES SUBMARINO

El sistema de control submarino no solamente provee la energía hidráulica para cerrar o abrir el conjunto del preventor de reventones, esta también proveedor de energía para la operación remota de válvulas y los

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sistema de componentes de traba y destraba. En los equipos de perforación que tienen un preventor de reventones submarino, esta energía se regula a través de un sistema de control complejo. Dado que no se puede observar el conjunto y que el sistema de cierre es complicado, se deben conocer y cumplir estrictamente los procedimientos para cerrar el pozo.Hay tres clasificaciones generales de sistemas submarinos: hidráulico, electro hidráulico (EH) y eléctrico (MUX).En el sistema hidráulico, cuando se oprime un botón para hacer funcionar alguna operación en el panel remoto, la corriente de energía actúa un solenoide y abre una inyección de aire comprimido.El aire impulsa un cilindro de aire que desplaza una válvula de cuatro vías en el manifold del acumulador.Si el botón de operaciones esta en la posición, centro, o trabado, no es posible el movimiento de fluido. El manifold envía un fluido de alta presión por una línea piloto hasta el módulo submarino.En el módulo se desplaza una válvula de función (o regulación) accionado hidráulicamente y permite que el fluido hidráulico del acumulador o del sistema en la superficie opere el preventor de reventones o válvula seleccionado. Ambos sistemas,el electro hidráulico y el multiplex, usan señales eléctricas enviadas a los módulos de control para un tiempo de reacción más rápido en los entornos de aguas más profundas.Un panel de control submarino contiene dos botones uno medidor de flujo y un manómetro que registra la variación hacia arriba / abajo. Cuando el sistema esta funcionando el medidor de flujo indica que un volumen de fluido hidráulico es usado para completar la operación. La lectura del medidor de flujo es comparada con el volumen teórico requerido.

En esas circunstancia el perforador o el operador puede determinar si el componente ha funcionado correctamente. El manómetro indicara que el sistema se esta recargando con la presión correcta.1. Ubique el control apropiado de la función.2. Active el interruptor maestro del panel de control, si el panel tiene uno. Generalmente está etiquetado como Empuje y Sostenga para Operar.3. Presione con firmeza el control apropiado de la función.4. Verifique el manómetro de Lectura de Presión para ver si cae y luego regresa.5. Verifique el medidor de flujo para ver si se está utilizando la cantidad correcta de galones.

GUÍAS BÁSICAS PARA LOCALIZAR LAS FALLAS EN EL SISTEMA DE CONTROLSUBMARINO

1. Si el medidor de flujo opera continuamente o si hay una pérdida en el nivel de fluido en el reservorio, podría haber una fuga en el sistema.Esto también podría verse como la operación esporádica o continua de las bombas del sistema del acumuladora.

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Si hay una pérdida de fluido, verifique el sistema del acumulador en la superficie para ver si tiene alguna fuga.b. Verifique las conexiones en la superficie y de los carreteles. Asegúrese que la válvula del carretel que va al acumulador está apagada.c. Cambie de módulo y vea si eso detiene la fuga.d. Bloquee cada función para ver si con eso se detiene la fuga.2. Si el medidor de flujo no se detiene cuando se hace operar una función-a. Cierre, luego vuelva a abrir la función varias veces para limpiar la basura de la válvula.b. Cambie de módulo y vuelva a cambiar. Esto ayudará a limpiar una válvula de aislamiento del módulo que tiene una fuga.3. Tiempo de reacción lenta -a. Verifique las presiones.b. Verifique las válvulas de cierre del acumulador.c. Verifique para ver si el acumulador o el carretel tienen fugas.d. Verifique las otras funciones. Si están bien, la línea piloto podría estar parcialmente taponada.4. Ninguna indicación del medidor de flujo -a. Si la lectura de la presión cae y luego retorna, el problema podría estar en el medidor de flujo mismo.b. Si no hay ningún fluido fluyendo, verifique las presiones en el acumulador y en la válvula de paso.c. Verifique el fluido en el tanque de reserva y los filtros en la succión de la bomba.

OTROS PROBLEMAS

Durante la planificación del pozo, se debe tomar en cuenta los pozos pilotos, el cemento, el margen / pérdidas del riser, el colapso del riser, la desconexión de emergencia del riser y las reparaciones submarinas.POZOS PILOTOSSi tiene planes de perforar en un área en exploración, consideren perforar un pozo piloto. El pozo piloto o pozo de diámetro reducido es útil por muchas razones. Un pozo más pequeño es más fácil y más rápido de perforar y se pueden realizar los estudios de la formación con mayor rapidez. Si se perfora con un riser, fondo arriba se puede circular rápidamente debido al menos volumen en el espacio anular. El gas de fondo también se minimiza debido al pozo más pequeño. Quizás la consideración más importante es que el potencial de flujo de

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un pozo más pequeño es más bajo. Las ECD se maximizan al perforar y circular el gas del pozo, pero la erosión del pozo podría ser un problema.

CEMENTODebería haber suficiente cemento a bordo, antes de iniciar las operaciones de perforación, para asegurar que se podría cementar y taponar el pozo.

RISER SUBMARINOEl riser submarino se utiliza para proporcionar una trayectoria al flujo de retorno entre el pozo y el equipo perforador y para guiar la sarta de tubería o casing al conjunto de BOP y el fondo del mar. El riser debe soportar las fuerzas laterales del mar como también los movimientos del equipo sobre el pozo.Los componentes principales del riser son:• Un conectador hidráulico.• Un preventor anular• Una junta de bola de articulación inferior.• Tubería flexible para la línea del choke y kil.• Tubo del riser y sus conexiones.• Conexiones de las líneas del choke y kill.

• Una junta deslizante (telescópica)• Un sistema de diverter• Un sistema de tensión.Los primeros cuatros hacen el conjunto inferior del riser (LMRP). La presión de fluencia (reventón) no es por lo general una gran preocupación en el diseño, por otra parte la resistencia al colapso, resistencia a la tensión y las cargas axiales son las mayores consideraciones a tener en cuanta. A medida que la operación de perforación se va a aguas mas profundas, se requiere mas una longitud mayor de riser, en consecuencia mas peso de riser, los operadores usan elemento de flotación de tubos alrededor de ese tubo(riser) para reducir su peso efectivo.

COLAPSO DEL RISER

Han habido percances donde el gas ha evacuado suficientemente el riser como para que el riser se haya colapsado (aplastado). El motivo se debe a que la presión hidrostática del agua de mar en el exterior del riser excede el valor de colapso para el riser cuando está vacío.Se pueden usar fórmulas generales para tuberías para demostrar esto. Se puede calcular la máxima profundidad de agua en que se puede correr un riser vacío antes de que se colapse. Esto se debería calcular y usar en el programa del pozo y se debería indicar como parte de los datos estadísticos del equipo de perforación.

Se podría considerar la incorporación de una válvula de llenado en el riser. Esta válvula esta diseñada para que se abra, si el diferencial de presión entre la presión hidrostática del agua de mar es mayor que la presión dentro del riser. Cuando la válvula se abre el agua de mar entra dentro del riser y previene el colapso. La válvula de llenado provee seguridad contra el colapso del riser cuando se baja el riser, cuando se tiene

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perdidas totales, o cuando el riser se lleno con un gran volumen de gas. Una vez que la presión diferencial alcanza un punto predeterminado, la válvula se abre, permitiendo queel agua de mar entre en el riser para evitar su colapso.

PÉRDIDA EN EL RISEREn el caso de una pérdida del riser (escape de emergencia, se rompe la cadena del ancla, embarcación a la deriva) habrá una reducción en la presión hidrostática ejercida en el conjunto del preventor de reventones. Esta disminución en la hidrostática en el pozo es igual al diferencial hidrostático entre el fluido en el riser y el agua de mar. Asimismo, se pierde la presión hidrostática del nivel del mar a la línea de flujo o el espacio de aire. Se puede calcular la disminución en la presión con la siguiente ecuación:

Diferencial de Presión psi = ([Densidad del Fluido en el Riser ppg - Densidad del Agua de mar ppg] x Profundidaddel Agua pies x 0.052) + (Densidad del fluido ppg x Espacio de Aire pies x 0.052)Diferencial de Presión bar = ([Densidad del Fluido en el Riser kg/m³ - Densidad del Agua de mar kg/m³] x Profundidaddel Agua m x 0.0000981) + (Densidad del fluido kg/m³ x Espacio de Air m x 0.0000981)

PROBLEMA 5Calcule la reducción en la presión en el pozo cuando el riser es arrancado. Información sobre el pozo: Profundidad de agua 2150 pies (655.29 m), espacio de aire 65 pies (19.81 m), zapato de la tubería de revestimiento está a 4.450 pies (1356.29 m) TVD, 4550 pies (1386.87 m) MD, TD está en 7400pies (2255.52 m) TVD, 7700 pies (2346.96 m) MD, densidad del lodo 12.9 ppg (1546 kg/m³), Agua de Mar 8.6 ppg (1031 kg/m³).El margen del riser es la cantidad de densidad adicional que se requiere en el lodo para compensar por la pérdida de fluido en el riser a lo largo del pozo desde el conjunto hacia abajo. En aguas profundas no es ni práctico ni factible tener un margen para el riser. Sin embargo, en aguas poco profundas y con formaciones buenas y densidades de lodo más altas, se podría usar. Para calcular el margen para el riserMargen del Riser ppg = Diferencial de Presión psi ÷ (PVVtotal pies - Profundidad del agua pies -Espacio de Aire pies) ÷ 0.052Margen del Riser kg/m³ = Diferencial de Presión bar ÷ (PVVtotalm - Profundidad del aguam - Espacio de Airem) ÷ 0.0000981Use el Problema #5 para calcular el margen del riser.

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DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DE LOS RISERS

INTRODUCCIÓN

El riser marino o riser de perforación es la tubería ascendente que proporciona un conducto para operar la tubería de perforación y demás herramientas al interior del pozo y evitar la comunicación de los fluidos del pozo con el medio marino. El control del pozo se lleva a cabo mediante un par de tuberías paralelas al riser marino, llamadas tubería de estrangular y tubería de matar.

Debido a las diferentes funciones que realizan los risers, estos reciben diferentes nombres. Se acostumbra indicar que un “riser marino” se utiliza para propósitos de perforación. Por otro lado, si el riser es utilizado para operaciones de terminación y/o reparación de pozos, entonces se llamará riser de terminación/reparación. Si el riser es usado en operaciones de producción, entonces es llamado “riser de producción”. Sin embargo, debido a la variedad de tipos de riser de producción, se acostumbra nombrarlos de acuerdo a otras características, por ejemplo: integral, no integral, flexible, rígido, lazy, etc.

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En general, el riser de perforación es un conducto sencillo cuya finalidad principal es el acceso de la tubería de perforación y otras herramientas. Mientras que un riser de terminación/reparación es mucho más sofisticado y costoso.

Este último puede tener uno, dos o más conductos internos para las diferentes líneas de fluidos utilizadas en el interior del pozo. Por ejemplo, un agujero para el interior de la tubería de producción; un agujero para el espacio anular, uno más para la inyección de productos químicos; otro para la línea hidráulica para operar la válvula subsuperficial de control superficial SCSSV (válvula de tormenta).

Finalmente, los risers de producción son conductos de un sólo agujero o agujero múltiple que permiten la producción/inyección de fluidos desde o hacia los pozos hasta la plataforma de producción o receptora para su posterior transporte y/o tratamiento.

Es decir, los llamados risers en general son una parte importante de los sistemas de explotación de campos marinos y pueden ser de perforación, terminación, reparación y producción de pozos.

En el presente trabajo se hará énfasis en los risers de perforación y terminación/reparación de pozos. En cuanto a los risers de producción, solo se describirán algunas de sus características que permitan clasificarlos genéricamente y que los puedan relacionar o distinguir comparativamente con los primeros.

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SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN

Como se mencionó al principio, el riser marino o riser de perforación es la tubería ascendente que proporciona un conducto para operar la tubería de perforación y demás herramientas al interior del pozo y evitar la comunicación de los fluidos del pozo con el medio marino.

La perforación del pozo marino se realiza utilizando barrenas que se rotan con equipo desde el piso de la plataforma o con motor de fondo. El movimiento rotatorio se transmite a la barrena por medio de la tubería de perforación. Conforme la profundidad del pozo aumenta, se van agregando nuevos tramos de tubería de perforación. Se utiliza fluido de perforación convencional para cumplir con las funciones de lubricar y enfriar la barrena, además de mantener limpio el agujero y contener las paredes del pozo, entre otras. Después el fluido retorna al piso de la plataforma por el espacio anular entre la tubería de perforación y las paredes del pozo.

El lodo también sirve como elemento de seguridad primario para controlar la presión de la formación. El peso de la columna del lodo contrarresta la presión de la formación en el fondo del agujero. Por esta razón el agujero se encuentra siempre lleno de lodo y su densidad es tal, que la presión hidrostática debe exceder ligeramente a la presión de la formación.

El control del pozo se lleva a cabo mediante un par de tuberías paralelas al riser marino llamadas tubería de estrangular y tubería de matar. Por otro lado, se utiliza el conjunto de preventores para auxiliar el control de pozos durante situaciones de emergencia y está localizado por arriba de la cabeza del pozo, ya sea en el fondo marino o en el piso de la plataforma.

Un riser marino debe ser diseñado de tal forma que resista con seguridad los efectos del medio ambiente y operacionales. Las olas, mareas y fuertes corrientes que actúan en el riser crean fuerzas significativas y algunas veces vibración. El riser es una parte muy costosa del equipo de plataforma que debe ser manejado cuidadosamente.

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COMPONENTES DEL SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN

Como se bosquejó en la sección anterior, el sistema de riser de perforación está integrado por los siguientes componentes básicos.

Cuerpo del Riser Uniones del Riser Junta Telescópica Junta Flexible Conectores del Riser Sistema Tensionador del Riser Válvula de Llenado Conjunto Inferior del Riser Líneas de Estrangular, de Matar y Auxiliares Accesorios

La Figura 3.1A muestra un diagrama esquemático de los componentes del sistema de riser de perforación (cortesía de Cooper Cameron).

A. CUERPO DEL RISER

Es prácticamente el tubo estructural conductor principal que conforma el riser en general. Se integra por tramos unidos directamente por las uniones del riser. El material utilizado puede ser acero de diferentes grados y aleaciones, aunque también se pueden utilizar materiales de baja densidad y alta resistencia. El riser de perforación generalmente está en tensión y solo una parte pequeña de su peso se recarga en el cabezal submarino. La Figura 3.1B muestra un tramo de riser en el que se ilustra el cuerpo del riser y las líneas de estrangular y de matar.

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B. UNIONES DEL RISER

Las uniones del riser están instaladas en los extremos de cada junta del riser para conectar las diferentes secciones. Existen diferentes uniones de riser, dependiendo del fabricante. Las uniones pueden ser bridadas o mecánicas. Es decir, pueden estar unidas mediante bridas con tornillos y tuercas, o bien, pueden estar unidas mediante un acoplamiento mecánico. Las líneas de matar y de estrangular están integradas al riser por las bridas extendidas de las uniones.

Por ejemplo, el conector RF de Cameron está diseñado para conexión brida a brida atornillada y está clasificado para 2 millones de libras de tensión y la precarga es igual a la carga de diseño.

Los tornillos del conector RF están forjados con extremos sin punta para reducir cualquier agresividad metálica y limpiar de residuos las cuerdas hembras. Las tuercas y los tornillos están retenidos en las bridas para eliminar la posibilidad de pérdida de partes durante la instalación. Las bridas están diseñadas para seis líneas y 15,000 psi de presión de trabajo.

El conector RF cumple con el estándar Clase E del API RP2R. Los accesorios RF están clasificados para servicio en temperaturas desde -20 hasta 250 °F (-28 a 120 °C) para permitir el almacenamiento e instalación en ambientes fríos. Los accesorios RF también cumplen los requerimientos NACE para servicio ácido.

Por otro lado, el conector RD, también de Cameron, utiliza conectores de bayoneta, los cuales permiten alinear las uniones de las secciones del riser. El apriete de los tornillos del actuador desplaza un seguro de anillo de cuatro piezas, el cual permite una distribución de la carga sobre un área grande de contacto. Los segmentos del actuador desplazan y retienen el seguro de anillo para prevenir la formación de rebaba detrás del anillo. Un seguro de resorte sobre los tornillos del actuador previene el aflojamiento debido a la vibración del riser.

Por su parte, el conector bridado HMF para riser, de ABB Vetco, está diseñado para los requerimientos de capacidad de carga en aplicaciones de aguas profundas. El diseño de diámetro escalonado del piñón y de la caja facilita la unión, aún con severos movimientos de la unidad flotante. Los tornillos de cierre se aprietan de tal forma que la precarga es mayor que la carga clasificada, eliminando la falla debida a la fatiga del metal o la separación de las bridas. Es de construcción robusta y mínimo mantenimiento. Está clasificado para 2 millones de libras de carga axial. El conector excede los requerimientos de la clasificación Clase E del API RP2R. En la Figura 3.2A se ilustra un conector bridado de Cooper Cameron.

Por otro lado, el conector mecánico MR-6D de ABB Vetco para riser está diseñado para alta resistencia con conexión y desconexión rápida. Tiene perfil cónico modificado del piñón para fácil acoplamiento. Tiene tornillos actuadores que empujan a los seguros de cierre dentro del piñón, generando la precarga requerida para reducir los esfuerzos alternos en el conector durante cargas cíclicas. Las cargas de tensión y flexión pasan directamente hacia los seguros dentro del cuerpo del conector, eliminando así la carga de los tornillos actuadores.

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Un seguro automático previene que los tornillos actuadores se retraigan debido a la vibración o carga cíclica. El diseño simple y compacto no permite espacios para la acumulación de residuos que pudieran evitar un rápido desarmado. El conector MR-6D excede los requerimientos de la clasificación Clase D del API RP2R. El bajo peso del conector reduce los requerimientos de flotación en aguas profundas. En la Figura 3.2B se ilustra el conector MR-6D, de ABB Vetco Gray.

C. JUNTA TELESCÓPICA

La junta telescópica se instala en la parte superior de la sarta del riser de perforación y se utiliza para compensar los movimientos verticales entre el equipo de perforación y el conjunto de preventores submarinos debidos al movimiento del equipo por el oleaje.

La junta telescópica está constituida por dos barriles que se deslizan uno sobre el otro. El barril externo está unido al riser marino y este se encuentra bajo tensión mediante cables desde el barril externo al tensor. El barril interno es de acero pulido y se encuentra sujeto a la parte inferior del desviador de flujo y se le permite el movimiento axial. Los sellos de hule en el espacio anular entre el barril interno y el externo soportan la presión del lodo en la unión. El desviador de flujo es una parte del equipo que se utiliza para controlar los cabeceos del gas a profundidades someras en la etapa de perforación cuando el conjunto de preventores no puede ser instalado. Este desviador de flujo será discutido más adelante.

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Durante la operación, el fluido de perforación se retiene y el barril interno se centra mediante un empacador actuado a presión. Este empacador requiere una mínima cantidad de presión de aire para sellar entre los barriles interno y externo.

Se moldea con carga, absorbiendo los anillos de acero para aumentar la vida del sello y reducir la fricción. El empacador lleva un buje de desgaste que inhibe cualquier desgaste del sello y ayuda a centrar el barril interno. Un recipiente de lubricación proporciona el elemento de sello con fluido lubricante.

Las juntas telescópicas de Cameron están disponibles con cuellos de ganso replegables para permitir el paso del aparejo a través de la mesa rotatoria. Se tienen disponibles empacadores sencillos o dobles en diferentes longitudes de carrera para todos los tamaños de riser. Se pueden implementar con sistemas tensionadores del riser de los tipos fijo o giratorio. La Figura 3.2C ilustra la junta telescópica, ubicada en la parte superior del riser.

D. JUNTA FLEXIBLE

La junta flexible, también llamada unión flexible o uniflex, se instala en la parte superior del conjunto de preventores y en la parte inferior de la sarta del riser de perforación y se utiliza para compensar los movimientos laterales entre el equipo de perforación y el conjunto de preventores submarinos debidos al movimiento del equipo por el oleaje. La máxima deflexión soportada por la junta flexible es de 10°.

Entre las características principales de la junta flexible se tiene que está autocontenida, autocentrada, está libre de fricción y no requiere lubricación. El elemento flexible consiste de componentes esféricos de acero y elastómeros, los cuales están laminados en capas alternantes y están moldeadas al nido interno y a la brida externa de sello. Este elemento puede soportar altas cargas de compresión y de movimiento de cizallamiento o corte. La combinación de los dispositivos tensionadores y la presión del fluido de perforación pone al elemento flexible en compresión mientras que el riser se mantiene en tensión.

La junta flexible se tiene disponible en un rango de tamaños, presiones de trabajo y conexiones para perforación en aguas someras y profundas (a más de 3,000 m) con una carga clasificada de más de 2 millones de libras. La junta flexible estándar está clasificada para 3,000 psi de presión diferencial. También se cuenta con juntas flexibles clasificadas para 5,000 psi y servicio para H2S.

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La junta flexible de Vetco tiene las siguientes características:

Está recomendada para operaciones de perforación, tanto con líneas guía, como sin líneas guía.

Consiste de un sólo elemento flexible.

Permite una inclinación vertical hasta de 10° entre el riser y el conjunto de preventores.

Tiene capacidad de carga a la tensión de dos millones de libras.

Se tienen sellos estáticos entre los diferentes componentes; no tiene sellos deslizantes.

Capacidad para servicio con H2S y con fluidos base aceite.

Larga vida de servicio y mantenimiento mínimo.

No se requiere balancear la presión.

Se tiene disponible para aplicaciones en perforación y producción.

Por otro lado, la junta de bola fabricada por Vetco, tiene las siguientes características:

Permite una inclinación vertical de 10°.

Minimiza las cargas por pandeo causadas por el movimiento lateral de la unidad flotante de perforación.

Tiene más de un millón de libras de capacidad de carga a la tensión.

Tiene un sistema de balance de presión para compensar las cargas de compresión y de tensión, minimizando la resistencia a la fricción y al pandeo.

Está disponible en tamaños compactos que permite integrarse a sistemas de riser marinos desde 16 hasta 24”.

La Figura 3.3 ilustra la junta flexible y la junta de bola de ABB Vetco.

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E. CONECTORES DEL RISER

Los conectores del riser son la interface de unión entre el riser y el conjunto de preventores, en la parte inferior, o entre el riser y la superficie. En el caso del extremo inferior, se tienen diferentes tipos y marcas de conectores.

Los conectores tipo collar de Cooper Cameron modelo 70 y HC, se utilizan para asegurar el paquete inferior del riser a la parte superior del conjunto de preventores y para asegurar la parte inferior del conjunto de preventores al cabezal. Estos conectores forman un sello firme, al mismo tiempo que soportan esfuerzos de flexión y de pandeo causados por la presión del pozo, la tensión del riser y el movimiento de la unidad flotante.

Las características de dichos conectores son las siguientes:

Los conectores tipo collar modelo 70 y HC se aseguran mediante segmentos de cierre en forma de dedos. Estos segmentos forman un cono que guía al conector hasta su posición de cierre. Para abrir se aplica presión, rotando los segmentos hasta su posición de abertura completa para permitir la desconexión a un ángulo mayor de 30°.

Ambos conectores tienen un ángulo de 25° sobre la cara del segmento abrazador y un área grande de pistón actuador para crear una mayor fuerza de cierre a una presión hidráulica dada.

Los conectores modelo 70 y HC utilizan anillos de sello metal a metal tipo AX sobre los extremos del collar para asegurar la integridad del sello.

Los conectores actúan sobre la brida o extremo de la abrazadera con anillos de sellos CX que se empaquetan y retienen por el cuerpo de la abrazadera o brida para asegurar un contacto cuerpo a cuerpo con una mínima fuerza de la abrazadera.

Los conectores modelo 70 se actúan mediante cilindros hidráulicos que operan con 1500 psi y proporcionan una fuerza de apertura que es 80% mayor que la fuerza de cerrado. Los conectores modelo 70 también están disponibles con operación manual.

Los conectores HC se actúan mediante un cilindro hidráulico anular que proporciona precargas de cierre sustancialmente mayores que los del modelo 70. Los conectores HC están disponibles con pistones secundarios de apertura.

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Los conectores modelo 70 tipo collar se tienen disponibles en tamaños desde 13 5/8” hasta 21 1/4” en presiones de trabajo desde 2,000 hasta 15,000 psi. Los conectores HC se tienen disponibles desde 13 5/8” hasta 21 1/4” y desde 5,000 hasta 15,000 psi de presión de trabajo. La Figura 3.4 muestra un diagrama de los conectores tipo collar modelo 70 y HC.

Los conectores fabricados por Vetco para sistemas de perforación submarinos son los llamados Conectores H-4®. Estos son conectores hidráulicos y se utilizan además para lo siguiente:

Conexión del conjunto de preventores al cabezal. Conexión del árbol al cabezal. Conexión del sistema de riser marino al conjunto de preventores. Conexión del ensamble de riser de producción al múltiple submarino. Conexión del múltiple submarino a la plantilla de producción. Terminaciones tipo Caisson y perforación en islas artificiales. Conexión de anclaje de un sólo punto a la base del ancla.

Los conectores H-4 de Vetco tienen trinquetes de cierre para lograr un ajuste mecánico radial de más del 95% de las cuatro ranuras de cierre del cabezal para distribuir uniformemente las cargas de flexión y de tensión sobre una mayor área del cabezal. La presión máxima de actuación es de 3,000 psi. La capacidad de presión de trabajo es de 15,000 psi. La carga de compresión positiva del anillo de sello dentro de las ranuras del perfil del cabezal crean un sello confiable de alta presión. El daño al anillo de cierre durante la conexión se previene mediante una alineación previa del conector y la capacidad de flotación del sello. El sistema de operación hidráulico doble proporciona una capacidad de abertura redundante.

Por otro lado, los conectores H-4 de Vetco están disponibles en los modelos de liberación de alto ángulo HAR, el estándar (estilo E o ExF) y el de servicio pesado HD.

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El conector hidráulico H-4 de liberación de alto ángulo HAR se utiliza para conectar el paquete inferior del riser marino con el conjunto de preventores en un sistema de perforación de aguas profundas. Mantiene su capacidad de liberación con más de 10 ° de deflexión del riser.

El conector hidráulico H-4 estándar (estilo E ó E x F) está especialmente diseñado para conectar el conjunto de preventores al cabezal y el sistema de riser marino al conjunto de preventores.

El conector hidráulico H-4 para uso pesado HD está diseñado para soportar cargas de flexión y de tensión extremas. La precarga axial excede los seis millones de libras (a una presión de cierre de 3,000 psi), dando una conexión rígida al cabezal. Es una conexión segura aún a cargas de tensión de más de siete millones de libras. La Figura 3.5 muestra los conectores H-4 HAR, H-4 Estándar (estilo E ó E x F) y H-4 HD de ABB Vetco Gray.

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Por otro lado, los conectores hidráulicos Torus II y Torus IV de FMC son conectores para cabezal de pozo de operación hidráulica que conectan y sellan sobre el perfil del cabezal con una abrazadera convencional empleando 12 trinquetes radiales. Se utilizan para conectar el conjunto de preventores, el árbol submarino o el cabezal de la tubería de producción con el cabezal de pozo submarino. También permiten la conexión entre el riser y el conjunto de preventores.

El rango de variación de la presión de operación hidráulica es de 650 a 3,000 psi. En casos de emergencia puede soportar hasta 5,000 psi, aunque la presión de operación normal es de 1,500 psi. Los conectores Torus II y Torus IV están clasificados para 5,000 y 10,000 psi en diámetros de 11 a 18 3/4”. El diseño de cara plana a cara plana entre los trinquetes y el anillo de retención no se ve afectado por vibraciones externas. El área grande del pistón, junto con la gran ventaja mecánica, se combinan para producir una precarga alta a presiones de operaciones estándar. El anillo de reacción en la parte baja del conector se puede ajustar a la precarga requerida.

El pistón anular genera una carga uniforme sobre todos los trinquetes y además se utilizan sellos de primera clase en todas las superficies móviles. El sello AX se retiene mediante cuatro retenes manuales operados desde la parte superior del conector. El sello puede reemplazarse sin trabajar debajo del conjunto de preventores o del árbol.

El sello del conector a cabezal es un anillo de sellado metal a metal. El conector Torus IV tiene las mismas características que el conector Torus II, excepto que el mecanismo de repliegue de los trinquetes es mediante un resorte y no de un pistón. Además, la retención del sello es por medio de tres pasadores de retén que se activan desde un lado del conector.

La Figura 3.6 muestra un diagrama de los conectores hidráulicos Torus II y Torus IV de FMC.

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F. SISTEMA TENSIONADOR DEL RISER

El sistema tensionador del riser consiste de un conjunto de líneas de acero o cables que mantienen en tensión el riser marino con el fin de evitar que la totalidad de su peso se recargue sobre sí mismo y sobre el conjunto de preventores o sobre el cabezal. Este peso crearía cargas adicionales de flexión y de pandeo que podrían fatigar alguno de los componentes del sistema de perforación submarino.

Existen básicamente dos diseños de sistemas tensionadores. El primero y de menos uso, aunque más económico, es el sistema tensionador de cables fijo. Consiste de un cuerpo tubular colocado debajo del desviador de flujo y sobre el barril interior de la junta telescópica con soportes para las líneas de acero o tensionadoras. No permite el movimiento de rotación alrededor del riser. No es recomendable para unidades flotantes.

El segundo es el anillo tensionador del riser que consiste de un cuerpo tubular instalado entre el desviador de flujo y el barril interior de la junta telescópica. El anillo tensionador está diseñado para permitir el movimiento giratorio alrededor del riser y por lo tanto permite el movimiento de rotación de la unidad flotante que se esté utilizando. El movimiento de rotación de la unidad flotante puede deberse al oleaje marino, a los vientos de diferentes direcciones, o bien, al posicionamiento dirigido de la unidad.

El anillo tensionador del riser RST de Cameron permite una conexión rápida de los cuellos de ganso y, como anillos tensionadores estándar, permite rotar el equipo con respecto a la junta telescópica.

El anillo RST tiene seis o más bayonetas de cuellos de ganso actuadas hidráulicamente, que se alinean mediante pernos instalados en el piso del equipo.

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A medida que la junta telescópica se instala en el anillo RST, estos los pernos se acoplan en las ranuras que se encuentran en la junta, para alinear la conexión. La presión hidráulica extiende los pistones hidráulicos de las bayonetas y conecta los cuellos de ganso.

Los insertos de sello y los pistones sobre las bayonetas de los cuellos de ganso son reemplazables para asegurar la facilidad en el mantenimiento. El anillo tensionador RST tiene una capacidad de carga a la tensión de 2 millones de libras. Cuando el riser marino tiene que ser extraído, el anillo RST se guarda debajo del nido del desviador de flujo. Cameron también proporciona anillos tensionadores estándar y anillos tensionadores estacionarios o fijos.

Por otro lado, el anillo tensionador del riser marino tipo KT o tipo SDL de ABB Vetco Gray, cuando se utiliza con el conjunto desviador de flujo, forma un sistema de terminación para el riser marino, el cual tiene las siguientes características.

Las líneas tensionadoras del riser permanecen conectadas y espaciadas apropiadamente todo el tiempo.

Todas las líneas hidráulicas para el cierre y retracción de los trinquetes permanecen conectadas todo el tiempo.

El anillo tensionador se instala en el nido del soporte del desviador, proporcionando una localización de depósito conveniente, sin estorbar.

Además de las anteriores, el modelo KT tiene ciertas características específicas.

Las terminaciones de las líneas de matar, estrangular y auxiliar están conectadas permanentemente.

El armado y desarmado de la junta telescópica se realiza a través de bayonetas hidráulicas.

Estas características simplifican enormemente la instalación y extracción del riser marino, eliminando las tareas tediosas y peligrosas del armado y desarmado de las líneas tensionadoras y de las mangueras hidráulicas en el área de piso. La Figura 3.7A muestra el anillo del sistema tensionador del riser de ABB Vetco Gray. La Figura 3.7B muestra el anillo tensionador del riser de Cooper cameron.

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G. VÁLVULA DE LLENADO DEL RISER

La válvula de llenado del riser se coloca en cualquier lugar de la sarta del riser para prevenir el colapso, en caso de que se abata el nivel del fluido de perforación en el interior.

Durante las operaciones normales de perforación, la manga interna de la válvula se mantiene cerrada mediante un resorte. Cuando la presión del riser disminuye, la presión del océano presiona la manga y vence la fuerza del resorte. Esto provoca que la válvula se abra y permita la entrada del agua del mar hacia el interior del riser para igualar la presión y prevenir el colapso.

La válvula de llenado del riser se activa mediante la manga sensorial de presión cuando la presión interna del riser se encuentra a 250-350 psi por debajo de la presión del ambiente marino. Cuando se activa, la válvula se abre totalmente para llenar rápidamente el riser. Luego, la válvula debe ser cerrada desde la superficie mediante una señal hidráulica. La válvula de llenado del riser también puede ser abierta manualmente a través de líneas de control a la superficie. La Figura 3.7C ilustra una válvula de autollenado del riser de Cooper Cameron.

H. CONJUNTO INFERIOR DEL RISER

En realidad, el conjunto inferior del riser de perforación, está integrado por algunos componentes descritos anteriormente, pero que se denomina como una subsección de todo el sistema de riser. El conjunto inferior del riser está formado típicamente por un conector (riser/junta flexible), la junta flexible, uno, dos o ningún preventor anular, pods de control submarino y un conector hidráulico que une el sistema inferior del riser con el resto del conjunto de preventores.

La Figura 3.8 muestra un arreglo convencional para un conjunto inferior del riser así como el conjunto de preventores respectivo. Las líneas flexibles de estrangular y de matar, así como las líneas umbilicales y el pod de control, no están ilustradas, por simplicidad. Nótese el orden del arreglo, de arriba hacia abajo, primero está la junta flexible o unión bola, luego una brida que conecta con el preventor anular, después de éste, una abrazadera que se une a un conector hidráulico tipo collar.

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I. LÍNEAS DE ESTRANGULAR, DE MATAR Y AUXILIARES

Las líneas de matar y de estrangular son utilizadas para proporcionar un flujo controlado de aceite, gas, o de fluido de perforación desde el pozo perforado hasta la superficie cuando el conjunto de preventores esta cerrado.

Estas líneas van desde la plataforma, a lo largo del riser, hasta el cabezal. En la junta flexible inferior hay varios esquemas de conexión, como tubería flexible o en lazo, para permitir la flexibilidad requerida en la instalación de un arreglo de alguna línea de unión desde la parte inferior de la sarta del riser (parte superior de la junta flexible), alrededor de la junta flexible, hasta el conjunto de preventores. Las líneas de estrangular y de matar se utilizan en el control de brotes a fin de prevenir que lleguen a ser reventones.

Cuando se detecta un brote, se bombea fluido de perforación por la línea de matar hasta el conjunto de preventores para restaurar el balance de presión en el pozo. Cuando ocurre un brote de gas, se cierran los preventores de arietes alrededor de la sarta de perforación. El gas de invasión se libera en el múltiple de estrangulación mediante el manejo adecuado de la línea de estrangular sobre el riser.

En general, las líneas de estrangular, de matar y auxiliares, transportan fluidos a través del riser. En la mayoría de los casos, estas líneas son una parte integral de cada una de los tramos del riser y están afianzadas sobre un extremo lateral del tubo principal del riser, en las uniones.

Adicionalmente, las líneas auxiliares transportan diversos fluidos desde la superficie, hasta los sistemas de control de los preventores o sistemas submarinos, o bien, tienen algún otro propósito específico.

La línea de arranque del lodo, una línea auxiliar, se utiliza como conducto para el fluido de perforación cuando éste se bombea hacia el interior del riser para incrementar la velocidad de circulación anular.

Otro tipo de línea auxiliar es la línea de inyección de aire a presión. Las líneas de inyección de aire se utilizan para suministrar el aire que permite incrementar la flotación del riser.

Otro tipo de líneas auxiliares son los umbilicales para los sistemas de control. Las líneas de suministro hidráulico se utilizan para transportar el fluido hidráulico de operación hacia el sistema de control submarino del preventor. La mayoría de los sistemas preventores incorpora una línea flexible de suministro de fluido hidráulico en el interior de la línea de control.

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J. ACCESORIOS DEL SISTEMA DE RISER

Algunos accesorios diversos que forman parte del sistema de riser marino de perforación son los que se listan a continuación.

Desviador de Flujo Araña del Riser y Gimbal Conector de las Líneas de Matar y de Estrangular Sistema Tensionador de las Líneas Guía Sistema Compensador de Movimiento Líneas Flexibles de Estrangular y de Matar Equipo de Flotación Sistema de Colgamiento del Riser

J.1 DESVIADOR DE FLUJO

El desviador de flujo es en sí un sistema muy similar al de preventores, el cual está diseñado para cerrar la superficie del pozo y una o más líneas de descarga de gran diámetro para conducir el flujo lejos del piso de perforación. El sistema de desviación también incluye un medio de cierre del desviador y de apertura de la línea de descarga. Generalmente los desviadores de flujo no están diseñados para soportar altas presiones.

Los sistemas de desviación tipo KFDS de ABB Vetco Gray tienen gran aplicación en las unidades flotantes de perforación, mientras que los tipo KFDJ (también de Vetco) encuentran su aplicación en plataformas fijas y autoelevables.

Los sistemas de desviación de flujo de Vetco están diseñados para protección confiable con un mínimo de manejo de equipo. Las características más relevantes son las siguientes:

La caja de soporte se encuentra fija permanentemente al piso de la rotaria y no restringe el paso de equipo o herramientas a través del agujero. Todo el sistema de riser se puede instalar a través de la caja de soporte del desviador.

La caja de soporte permite la instalación de las líneas de venteo y de flujo en cualquier configuración de más de 20 “.

Todas las líneas de fluido de perforación, de control hidráulico y otras conductoras de fluidos permanecen conectadas a la caja de soporte durante todo el programa de perforación.

En el caso del Sistema Desviador Tipo KFDJ de Vetco, este tiene las siguientes características especiales de diseño.

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El desviador, el carrete espaciador y el carrete empacador de enchufe se pueden instalar o extraer sin tener que conectar o desconectar líneas de flujo o de llenado.

Se pueden instalar colgadores para sistemas de suspensión Mudline y barrenas de diámetros hasta de 26”, para rotarias de 36”, o hasta de 36”, para rotarias de 49 ½ ” sin desconectar el desviador.

El desviador, el carrete espaciador y el carrete empacador de enchufe se empatan a través de una mesa rotatoria de 37 ½ ”. El agujero mínimo a través de la caja de apoyo estándar es de 36 ½ de diámetro interno, para la instalación de la rotaria de 37 ½“.

El carrete empacador de enchufe que está en la parte inferior del cuerpo del carrete espaciador del desviador permite la reducción del tiempo de conexión que normalmente se requiere con bridas soldadas o tubos.

Se proporciona una protección completa mientras se corren las sartas de tuberías de revestimiento o mientras se perfora, mediante un rango completo de tamaños de empacadores del desviador. Todos los empacadores de desviador utilizan la misma herramienta instaladora tipo J.

Se tiene disponible en capacidades de 500, 1,000 y 2,000 psi.

Se tiene también disponible con un inserto rotatorio que proporciona un mecanismo de empacamiento de baja presión sobre la flecha o la TP durante operaciones de perforación.

Por su parte el Sistema Desviador Tipo KFDS-CSO, también de Vetco, tiene las siguientes características.

Presión de trabajo de 1,000 psi para cierre con mandril de 5 “ (500 psi para cierre con agujero descubierto).

Tiempo de cierre de diez segundos en tubería o agujero descubierto.

Máximo 31 galones de fluido de control hidráulico para el cierre; 15 galones para apertura.

Diseño de caja estándar que permite salidas múltiples de hasta 20 “.

Diámetro del soporte de la caja de 49 ½ “.

Presión de operación máxima del sistema de control de 1,500 psi.

Instalación simplificada con la herramienta instaladora actuada con pernos HT-3 de Vetco.

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Se adapta a la herramienta estándar de prueba del desviador.

Diseño de peso mínimo.

La conexión del cuerpo del desviador contiene funciones de operación hidráulicas para ser conectado o desconectado rápidamente.

La Figura 3.9 muestra el desviador de flujo tipo KFDS-1000 CSO de ABB Vetco Gray. En la Figura 3.10 se ilustra un sistema de desviación de la línea de flujo de tipo colgador de tubería conductora KFDJ de ABB Vetco Gray.

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J.2 ARAÑA DEL RISER Y GIMBAL

La araña HX del Riser se localiza sobre el piso del equipo de perforación y se utiliza para instalar las secciones del riser a través de la mesa rotatoria. Los cilindros hidráulicos mueven seis dispositivos de trinquetes que soportan el peso del riser durante las conexiones de las secciones.

El Gimbal se instala debajo de la araña HX para reducir los impulsos y para distribuir las cargas sobre la araña y las secciones del riser cuando se instala. La Figura 3.10B y 3.10C muestran la araña y el Gimbal para un sistema de suspensión del riser marino de perforación (cortesía de Cooper Cameron).

J.3 CONECTOR DE LAS LÍNEAS DE MATAR Y DE ESTRANGULAR

Los conectores tipo collar para las líneas de estrangular y de matar permiten la conexión entre la parte superior del conjunto de preventores submarinos y la parte inferior del sistema de riser marino. El conector tipo collar de Cameron utiliza conjunto de sellos tipo AX y puede soportar las grandes fuerzas de separación causadas por presiones internas en las líneas de estrangular y de matar. El sistema de operación hidráulica del conector esta diseñado para asegurar una desconexión rápida después de un largo periodo de conexión.

El conjunto del conector de las líneas de estrangular y de matar instalado por peso es un acoplamiento de presión balanceada que permite una unión rápida y de sello confiable. El balance de la presión asegura que la línea de presión no se separará de su receptáculo de unión. Se requiere una fuerza axial externa para separar esos componentes.

La Figura 3.11 muestra dos conectores para las líneas de estrangular y de matar, de Cooper Cameron.

J.4 SISTEMA TENSIONADOR DE LAS LÍNEAS GUÍA

Las líneas guía del cabezal submarino deben tener cierta tensión para ser efectivas. A fin de mantener las líneas guía a un nivel de tensión previo, se aplican tensionadores hidroneumáticos a cada una de las cuatro líneas guía del cabezal y normalmente a las líneas de control del conjunto de preventores. Los tensionadores de las líneas guía operan exactamente igual a los tensionadores del riser y están diseñados igual, excepto que estos son más pequeños. La Figura 3.12 ilustra el diagrama esquemático de un tensionador para líneas guía.

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J.5 SISTEMA COMPENSADOR DE MOVIMIENTO

El sistema compensador de movimiento se utiliza para nulificar el movimiento ascendente y descendente de la unidad flotante en operaciones con línea de acero, especialmente en operaciones de registros de pozo. Este mecanismo compensador cuelga debajo del gancho y utiliza una línea de acero de trabajo, la cual va desde la parte superior del tubo del riser, alrededor de la polea de trabajo del compensador de movimiento y llega hasta el piso de perforación. Las poleas de trabajo y de registro están conectadas al mismo yugo, el cual esta suspendido del compensador de movimiento por un resorte neumático (tensionador especial).

Cuando el sistema flotante se mueve hacia arriba o hacia abajo, la polea de trabajo y la línea de registro permanecen en una posición relativamente fija, controlada por el resorte neumático. Este movimiento compensado tiene el efecto de nulificar el movimiento relativo entre el sistema flotante y el fondo marino generado por el movimiento ascendente y descendente del sistema flotante. Esto elimina el movimiento del sistema flotante que de otra manera permitiría una superposición de la lectura de datos de la sonda de registro.

Cuando se instala un compensador de la sarta de perforación (DSC), no se requiere este mecanismo compensador. En el subtema 3.6 se discutirá más a detalle estos dos mecanismos compensadores.

J.6 LÍNEAS FLEXIBLES DE ESTRANGULAR Y DE MATAR

Las líneas flexibles de estrangular y de matar permiten movimiento relativo en la junta telescópica y en las juntas flexible/bola del sistema de riser.

Normalmente se utilizan tres tipos de diseño básicos. Estos son: tubería flexible, mangueras revestidas de acero o lazos de flujo con extremos roscados, bridados o con abrazaderas. En caso de que se utilicen extremos roscados, éstos deben contener un compuesto sellante.

Las líneas flexibles deben ser compatibles con el resto de del sistema de tuberías de estrangular y de matar y con el conjunto de preventores, así como con el múltiple de estrangulación. La selección de las líneas flexibles debe incluir lo siguiente:

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Requerimientos de longitud y tolerancia

Compatibilidad de las conexiones

Capacidad a las presiones (gas y líquido)

Capacidad de resistencia al colapso

Capacidad de resistencia a las temperaturas mínima, máxima y ambiental

Radio de pandeo mínimo

Compatibilidad con los fluidos

Resistencia al desgaste por fluidos abrasivos

Resistencia a la corrosión

Resistencia a la fatiga por pandeo y ciclos de presión

J.7 EQUIPO DE FLOTACIÓN

El equipo de flotación puede estar sujeto a los tramos del riser para reducir los requerimientos de tensión en la parte superior mediante la disminución del peso sumergido de los tramos.

Existen varios diseños típicos, entre los que se encuentran los siguientes.

Módulos de espuma

La espuma sintética es un material compuesto de esferas huecas en una matriz. Las formas más comunes de los módulos de espuma son microesferas delgadas de vidrio en una matriz de resina plástica colocada térmicamente.

El diámetro de los módulos de espuma sintética depende principalmente de los requerimientos de flotación y de la densidad de la espuma. La densidad de la espuma depende del tirante de agua de diseño. Normalmente se utiliza material más denso para aguas más profundas y soportar presiones de colapso mayores.

El máximo diámetro permisible se determina por el agujero del desviador de flujo y/o otras restricciones a través de las cuales pasan los tramos del riser.

Generalmente, los flotadores se instalan en pares alrededor de los tramos del riser, varios pares por tramo y tienen cortes para las líneas de estrangular, de matar y auxiliares.

El empuje vertical del módulo de espuma se transmite al riser mediante un collar afianzado al tubo del riser justo debajo de la unión superior de cada tramo.

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Cámaras de aire abiertas del fondo

Las cámaras de aire abiertas del fondo se instalan en la unión del riser y proporcionan un espacio anular alrededor de él. Las líneas piloto y de inyección de aire proporcionan los medios para inyectar aire a la presión hidrostática ambiental. El aire desplaza el agua de mar del espacio anular para dar flotación. Con una válvula en la línea de inyección, cerca del fondo de la cámara, mantiene el agua al nivel preestablecido. El aire se puede purgar del sistema a través de una válvula de descarga actuada mediante la línea piloto. Las válvulas se pueden arreglar y ajustar para proporcionar el nivel de flotación deseada. Los compresores que se encuentran en la unidad flotante se utilizan para proporcionar aire a través de la línea de inyección hacia las cámaras.

J.8 SISTEMA DE COLGAMIENTO DEL RISER

Cuando las condiciones ambientales exceden los límites para una operación segura con el riser conectado, éste y el paquete inferior del riser marino se desconectan desde el conjunto de preventores y se pueden colgar hasta que mejoren las condiciones del tiempo. El riser desconectado se puede colgar desde el gancho, la araña, el nido del desviador o desde estructuras diseñadas especialmente. Las cargas dinámicas del riser en movimiento ascendente y descendente se deben considerar para asegurar que los componentes del sistema de colgamiento proporcionen la resistencia adecuada para soportar las cargas transversales y axiales impartidas por el riser suspendido sin ocasionar daño ya sea al riser o al sistema flotante.

3.1.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE RISER DE PERFORACIÓN

La instalación eficiente y la recuperación subsecuente del riser y del conjunto de preventores son partes integrales del diseño del riser. El diseñador deberá tomar en cuenta tanto los procedimientos normales de instalación, operación y extracción, como los de desconexión de emergencia y de colgamiento empleados durante una tormenta.

Todo sistema de perforación deberá contar con un manual de operación del riser, el cual contendrá la información que refleje su configuración actual, así como los rangos de presión interna y de colapso del riser y de las líneas integrales. Así mismo, debe contener los procedimientos de inspección y mantenimiento para cada uno de los componentes, los procedimientos para instalar y recuperar el riser, los límites de operación y los procedimientos de emergencia, etc., por si se presentara alguna contingencia.

A. PREPARACIÓN DEL RISER ANTES DE INSTALARLO

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Antes de instalar un riser es necesario determinar su longitud, la cual es función del número de uniones del riser seleccionadas, de los componentes, etc., como se verá más adelante. También es necesario realizar una inspección del tubo del riser, de las líneas auxiliares y del equipo de flotación (si se utilizara), y asegurarse de que las líneas auxiliares estén afianzadas adecuadamente. También se recomienda verificar que los mecanismos de sello estén instalados, verificar la araña del riser para operaciones correctas, remover la caja y/o los pernos protectores e inspeccionar el agujero del riser y las líneas auxiliares para asegurarse de que no existen obstrucciones.

B. INSTALACIÓN DEL RISER

Dentro de la industria, se utilizan muchos procedimientos seguros y eficientes para instalar un riser, la selección de un procedimiento particular puede depender del equipo especifico a bordo de la unidad de perforación, de la experiencia del personal o de la preferencia del operador.

El sistema de riser marino debe estar instrumentado y ser monitoreado apropiadamente para asegurar un desempeño seguro y confiable. El grado de instrumentación debe ajustarse a la severidad de las condiciones ambientales y de operación. El personal de operación debe tener un conocimiento fundamental de las relaciones que afectan el desempeño del riser y entender los principios de operación del sistema de instrumentación.

Los instrumentos de rutina para la supervisión del riser incluyen: indicadores del ángulo del riser, indicadores de la posición del agujero, manómetros de presión de los tensionadores y sistemas de televisión.

Para un procedimiento típico de instalación, los siguientes pasos incluyen las operaciones más críticas.

Antes de levantar los preventores de la estructura de la araña, los controles (de los preventores) deben colocarse en posición de instalación y debe verificarse el conector del riser. Los controles no deben operarse hasta que el conjunto esté en su posición de instalación determinada.

La primera sección del riser (generalmente dos tramos) arriba del conjunto de preventores debe ser lo suficientemente larga para permitir la instalación dentro del agua sin detenerse. Cuando el conjunto de preventores está en el agua, se amortigua su movimiento.

Las conexiones del riser se debe realizar de acuerdo a los procedimientos recomendados por el fabricante. Se debe verificar la conexión y precarga de cada acoplamiento antes de utilizarlo como un elemento de tensión. Las herramientas de conexión y desconexión deben calibrarse frecuentemente para proporcionar la precarga adecuada al acoplamiento del riser.

Asegúrese de que la araña del riser está colocada apropiadamente en su lugar y soportando el riser, antes

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de remover la herramienta correspondiente. Se debe considerar una araña amortiguada cuando se tengan momentos de pandeo considerables sobre el acoplamiento.

A medida que se van añadiendo tramos de riser a la sarta, se deben probar con presión a intervalos regulares las líneas de estrangular y de matar, así como las correspondientes líneas auxiliares (normalmente cada cinco tramos). Las líneas de matar y de estrangular se deben llenar con agua, mientras que las líneas del sistema de control se deben de llenar con fluido de control.

El número y longitudes correctas de los tramos cortos de riser se deben instalar de tal manera que, al nivel medio del mar, con el conjunto de preventores colocados sobre el cabezal, el barril exterior de la unión telescópica deberá estar lo suficientemente arriba de su media carrera para absorber la carrera causada por el movimiento de la unidad flotante.

La junta telescópica colocada en posición de mínima carrera y asegurada, debe estar en el último tramo de la sarta del riser y el barril exterior debe estar colgado de la araña. En la mayoría de los equipos, el conjunto de preventores se asienta con la junta telescópica en posición de mínima carrera y asegurada y la longitud adicional de la sarta la proporciona la instalación temporal de un tramo extra de riser (conocido como tramo de instalación) arriba de la junta telescópica. En algunos equipos, sin embargo, el desviador de flujo se instala en este punto de tal manera que la junta telescópica pueda ser liberada de sus seguros y extendida a toda su carrera hasta prepararse para instalar el conjunto de preventores en el fondo del mar. La zapata del barril interior y los seguros que sujetan la unión entre los barriles interior y exterior deben estar diseñados para soportar el peso flotado del conjunto de preventores y del riser, así como también de las cargas generadas por efectos dinámicos.

El riser, soportado por el gancho instalado en el tramo de instalación, se debe bajar lo suficiente para permitir que las líneas tensionadoras del riser sean afianzadas al barril exterior de la junta telescópica. Los tensionadores del riser se deben ajustar para reducir la carga al gancho mientras se soporta la junta telescópica. En este punto, el conjunto de preventores está en posición de ser instalado

C. SUSPENSIÓN DE OPERACIONES CON EL RISER CONECTADO

En caso de que las condiciones ambientales empeoren o que algún equipo falle, la operación de perforación debe suspenderse. Si la situación no es lo suficiente crítica para ordenar la desconexión del riser, entonces se recomienda llevar a cabo los siguientes pasos:

a) Se debe monitorear el ángulo de la junta flexible, la compensación de la unidad flotante, el peso del fluido de perforación y la tensión del riser a bordo.

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b) Si el ángulo medio de la junta flexible es superior a los 3 grados y no puede ser corregido mediante el ajuste de la tensión del riser y la compensación de la unidad flotante, entonces deben hacerse los preparativos para suspender cualquier tipo de operaciones que involucren el movimiento de la tubería dentro del pozo.

c) Si las condiciones continúan empeorando, se debe llevar a cabo un proceso apropiado para permitir la desconexión controlada del riser.

Un tensionador hidráulico puede fallar por el mal funcionamiento del sistema hidráulico o por el rompimiento de una línea tensionadora. Si un tensionador falla, el personal de operación debe seguir paso a paso un procedimiento planeado previamente.

Típicamente, cuando un tensionador falla, se deben suspender inmediatamente las operaciones de perforación hasta que se hagan los ajustes de tal manera que se pueda continuar de manera segura. Se deben seguir los lineamientos descritos a continuación para determinar el curso de acción a seguir.

a) Se deben continuar las operaciones de perforación, si es que se tiene capacidad disponible de las unidades restantes en servicio, después de aumentar los requerimientos de tensión. Siempre se debe mantener la suficiente tensión para absorber la pérdida repentina de tensión de un tensionador adicional sencillo o doble.

b) Si no se pueden reunir los requerimientos delineados en el paso anterior, entonces se debe permanecer con las operaciones de perforación suspendidas y con el riser conectado al conjunto de preventores. Se debe dar la suficiente tensión a los tensionadores para prevenir el pandeo del riser mientras se previene la pérdida de un tensionador adicional. Si la capacidad de los tensionadores no es tal que se permita reunir estos requerimientos, entonces se debe circular el fluido de perforación del interior del riser para reducir la tensión requerida.

c) Si las condiciones empeoran, entonces se debe desconectar y colgar o extraer el riser marino.

Otro problema que se presenta es la pérdida de flotación, la cual puede ser ocasionada por la fuga de aire de los contenedores o porque los módulos de espuma sintética están siendo operados a una profundidad diferente a la que fueron diseñados. La perdida de flotación produce una reducción en la tensión, lo cual incrementa el ángulo de la junta flexible y el esfuerzo de flexión.

Si la situación que causa la suspensión de las operaciones de perforación se vuelve más severa, de tal forma que no pueda ser controlada adecuadamente, se implantará un procedimiento de desconexión.

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D. DESCONEXIÓN DEL RISER

El procedimiento de desconexión puede ser normal o de emergencia. En el procedimiento normal, el ángulo de la junta flexible inferior se debe monitorear. Ajustando la tensión y el posicionamiento, se intentará mantener muy bajo el ángulo de la junta flexible para facilitar la liberación del conector del riser y reducir la tensión a un valor ligeramente por encima del peso de colgamiento del riser y del paquete inferior del riser marino.

Si el tiempo lo permite, es preferible que el riser sea desconectado en el conector, permitiendo a los tensionadores del riser levantarlo por encima del conjunto de preventores. Después de desconectado, debe moverse la unidad flotante de la localización y deben aflojarse las líneas guía para prevenir el movimiento ascendente y descendente del riser y del paquete inferior del riser por encima de los preventores. Si las condiciones lo permiten, el riser y el paquete inferior del riser pueden retirarse y almacenarse en la unidad flotante. De otra manera, el riser debe subirse tanto como sea posible y colgarse.

Una desconexión de emergencia se requeriría en el caso de un movimiento excesivo de la unidad flotante sobre el cabezal del pozo, o a veces en caso de un reventón.

Después de la recuperación, el riser es enjuagado con agua dulce, inspeccionado visualmente, reparado y almacenado de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.

Vehículo Operado Remotamente (ROV)

A medida que la tecnología de aguas profundas se mejora, se tiene ROV mas que unos televisores, cámaras muy complejas, herramientas de uso múltiples muy indispensables en locaciones sin buzo. Hoy en día los ROV tienen la capacidad de:• Enviar fotos del conjunto de BOP a superficie.• Observar por flujo cuando se trabaja sin el Riser• Observación del cabezal de pozo• Observar y reportar la alineación vertical del riser y el conjunto de BOP• Actuar en el conjunto de BOP y cerrar rams cuando el equipo se movió de la locación, o mejor dicho asegurar el pozo (cierre en caliente).

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CONSIDERACIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION EN AGUAS PROFUNDAS

Hay dos tipos principales de fluidos de perforación de alta mar: Fluidos base de agua (WBFs) y no acuosos fluidos de perforación (NAFs) que a menudo también se llaman sintéticos a base de líquidos (SBFs). La selección del fluido de perforación a utilizar depende de muchas variables, incluyendo la formación geológica, condiciones, la estabilidad del pozo, la temperatura y presión, lubricidad requerida, la densidad del lodo que se requiere, así como los factores que considera que la operación de perforación segura y ecológicamente racional.

NAFS reduce los sólidos de perforación y los volúmenes de residuos líquidos, son más reciclables que WBFS, permitiendo la perforación sea mas rápida, reducir los problemas de perforación, permiten un mayor alcance extendido de perforación para acceder a másrecursos con un menor número de instalaciones en alta mar, y el resultado general de los días los equipos de perforación que significa un menor número de reducción de las emisiones globales y los riesgos para la salud y la seguridad para el personal

Cumplimiento de los recortes de perforación NAF:

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"En estas regulaciones definitivas, la EPA (Agencia de Protección Ambiental) apoya la tecnología de prevención de la contaminación por fomentar el uso adecuado de los fluidos de perforación a base de sintéticos (SBFs) sobre la base de el uso de fluidos tradicionales: (1) fluidos base agua (WBFS), y (2) fluidos de perforación base aceite (OBFs) que consisten en aceite diesel / o y aceite mineral. El uso apropiado de SBFs en lugar de WBFS generalmente el resultado a la perforación más eficiente y más rápida y una reducción a los impactos ambientales (incluidos los requisitos de energía) y los contaminantes vertidos.El uso de SBFs también puede conducir a una menor demanda de equipos de perforación nuevos, plataformas y perforación de pozo de desarrollo".

Sin embargo, NAFs tienen limitaciones en comparación con el WBFs incluyendo costos más altos (especialmente si se pierden), una mayor eliminación y los problemas logísticos, el desplazamiento más difícil y la limpieza, problemas de compatibilidad de cemento, y las posibles incompatibilidades de registro

A menudo WBFs Y NAFs se utilizan en la misma perforación así en el que el FAP se utiliza para perforar la sección superficial y la NAF se utiliza para perforaciones más profundas y al horizonte.

WBFs consisten principalmente en agua (~ 75%) mezclada con una variedad de aditivos químicos y barita para obtener las propiedades deseadas y la densidad. WBFs se ha demostrado que sólo han limitado efecto sobre el medio ambiente. La EPA de los EE.UU. ha evaluado las cuestiones ambientales en relación con WBFs y estableció directrices para la descarga de efluentes de WBFs

La arcilla bentonita y son químicamente inertes y no tóxicos y los metales pesados (Ba, Cd, Zn y Pb) están obligados en minerales y tienen por tanto biodisponibilidad limitada.

Las descargas al mar de WBFs se ha demostrado que afectan a los organismos bentónicospor asfixia a una distancia de aproximadamente 100 metros de la aprobación de la gestión y afectar a las especies la diversidad a 300 metros de la descarga.

Sin embargo, los impactos que normalmente son de carácter temporal en la naturaleza.El NAFs están más agrupadas de acuerdo a su contenido de hidrocarburos aromáticos e incluyen las siguientes:

Grupo I NAF (alto contenido aromático). Estos fueron los primeros en ser utilizados NAFS e incluyen diésely con base de aceite mineral convencional. El hidrocarburo aromático policíclico (HAP)contenido en los fluidos de aceite diesel es típicamente de 2 a 4%. Debido a las preocupaciones sobre la toxicidad.Grupo II NAF (contenido aromático medio). Estos fluidos, llamado mineral de baja toxicidad

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Los fluidos a base de aceite (LTMBF), fueron desarrollados para atender las preocupaciones sobre el potencial toxicidad de los fluidos a base de diesel. El contenido de HAP de los fluidos de aceite diesel se reduce a menos de 0,35%.Grupo III

NAF (menor a contenido de aromáticos insignificante). Estos líquidos son los más recientesgeneración de fluidos de perforación que incluyen aceites minerales altamente procesados producidos por las reacciones químicas de compuestos relativamente puros e incluyenhidrocarburos sintéticos (olefinas, parafinas y ésteres). Estos fluidos sintéticos son estables encondiciones de alta temperatura de fondo de pozo y son adaptables a las perforaciones en aguas profundas. El contenido de HAP es muy bajo (<0,001%).

Grupo NAFs III tienen una baja toxicidad aguda.

Grupo III Las descargas de recortes han producido hasta menos efectos sobre las comunidades bentónicas que los cortes de primera generación de lodo a base de aceite las descargas y los efectos se ven raramente más allá de 750 a 1500 pies de distancia de la descarga. Estudioshan demostrado que en la mayoría de los casos, pero no todas, las comunidades bentónicas empezar a recuperarse dentro de un año de la descarga de perforación.

Hay varias opciones para la eliminación de los fluidos de perforación y los recortes y todas tienen sus ventajas y desventajas con respecto al impacto ambiental. Las principales consideraciones en la selección una opción de gestión de residuos son las características del medio ambiente, circunstancias operativas y los costos. Las tres principales opciones son las de descarga en alta mar, reinyección y la descarga en tierra.

Aprobación de la gestión de alta mar.

De descarga en alta mar es el menos costoso, complicado y operacionalmente más segura de las tres opciones

El desarrollo reciente de más NAFS el medio ambiente ha llevado a cabo para reducir el impacto ambiental asociado al cumplimiento de los recortes de perforación de NAF y hacer que esta opción más aceptable en términos generales. Después de la separación de los sólidos arrastrados, los líquidos no son NAF dado de alta pero se reutilizan o se reciclan.De descarga en alta mar es a menudo crucial para el agua profunda eficiente la perforació exploratoria, debido a la gran distancia de la costa, la falta de instalaciones de eliminación en tierra y limitaciones técnicas en usar otras opciones de eliminación, tales como debajo de la superficie de re-inyección.

La descarga en alta mar a menudo resulta en el menor impacto medioambiental global. Las alternativas a de descarga en alta mar vienen con un impacto ambiental adicional, más asociada del medio ambiente y personal de los riesgos de seguridad. Los impactos adicionales tienen que ver con el mayor nivel de manipulación, así como la energía necesaria para llevar a cabo las otras opciones de evacuación

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Fluido de perforación / Cortes de reinyección.

Otra opción para la eliminación de residuos de perforación se encuentra en el sitiorecortes de reinyección. Este proceso implica el bombeo de líquidos y agua de mar diluida de recortes, que han sido molido en pequeñas partículas, en una formación subterránea que se ha fracturado.Hay que tener cuidado para que las partículas de lodo lo suficientemente pequeño que no fácilmente cancelar las fracturas en la formación del receptor. Fluidos inyectados están confinados en la recepción de formaciones, que han sido seleccionadas por su aislamiento geológico, y por consolidar la inyección. Los cortes se pueden inyectar a través del espacio anular del pozo siendo perforado o por medio de un dedicado o de doble uso y eliminación.

La inyección es un proceso complicado que requiere la evaluación de varias cuestiones. En primer lugar, un geológica formación se requiere que sea adecuado para el sellado de los cortes y no permitirá a emigrar en otras formaciones o en la superficie. Además, los tipos y cantidades de residuos, la superficie equipamiento y diseño bien e integridad debe ser considerado antes de la inyección se realiza.

La investigación continúa para hacer mejoras para la inyección de recortes de ser más exitosoaplicación.

Disposición en tierra.

La tercera opción para la eliminación de fluidos de perforación es capturar y transportar a la costa para su eliminación. La consideración de cualquier opción de eliminación en tierra también debe incluir el examen de las operaciones en el mar asociados con la obtención de los residuos de perforación a la orilla.

Traer recortes a la costa requiere un uso extensivo de los buques de apoyo que producen emisiones a la atmósfera). Seguridad y los riesgos ambientales (potencial de un derrame) se han multiplicado sobre los de otras opciones, sobre todo en zonas de condiciones climáticas adversas. Puede haber problemas operativos o de continuidad del negocio con el manejo de grandes volúmenes de cortes si las operaciones de transporte se cerró debido a las inclemencias tiempo. La línea de base cero descargas operación utiliza "cajas de recortes", que tienen 15 a 20 barriles de residuos sólidos o líquidos y debe ser levantado con una grúa de 10 a 15 veces durante cada ciclo. Los recientes avances en la manipulación a granel de residuos de perforación puede ser factible donde la unidad de perforación es lo suficientemente grande como para justificar los vasos de manipulación a granel.

Una vez en tierra hay varias opciones para el tratamiento, reciclado y eliminación de residuos de perforación.Estas opciones incluyen la eliminación en vertederos (si se utilizaron WBFS), la estabilización / solidificación, biorremediación y las tecnologías de tratamiento térmico, como la desorción térmica y la incineración, si NAFs se utilizan. La viabilidad de cada una de estas opciones dependerá de una evaluación de la las condiciones ambientales, componentes de los residuos de perforación, regulaciones, limitaciones operativas y factores económicos.

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Como con otras opciones, la eliminación de tierra no puede ser una o técnicamenteopción económicamente viable y la selección debe ser evaluada sobre una base caso por caso.

PRESAS DE LODO:a) Cuatro (4) presas de lodo con cuatro agitadores marca Ligthin modelo 75 Q20, motores de 20 H.P. cada

una y pistolas de fondo marca Demco .Capacidades:

Presa no. 1 400 Bls.




b) Un tanque de viajes con bomba de transferencia marca Missión 4 X 3”.

c) Tanques de asentamiento y tratamiento de sólidos con capacidad para 200 Bls.

DESCONEXIÓN DE EMERGENCIA DEL RISERSe deberían preparar planes de contingencia para aquellos eventos que justificarían la desconexión de emergencia del riser. Los procedimientos deberían requerir que el pozo esté asegurado y el riser esté desconectado antes de que se haga algún daño a la cabeza de pozo, los equipos de perforación, el conjunto del preventor de reventones, el ConjuntoInferior del Tubo Vertical Marino (LMRP), la junta flexible, la escotilla de perforación (moonpool) o tensionadores del riser. Se debería recordar que el sistema del riser tiene un tremendo potencial de culatear (sacudirse) por la energía que está almacenada en los cilindros y cables del tensionador, y de la energía de tensión del riser mismo. En un riser de 6.000 pies (1828,71 m), 21” x 5/8” (533,4 mm x 16,88 mm) el estiramiento puede ser tanto como 5 pies (1,5 m). Se deben tomar las provisiones para disipar esa energía.

La secuencia y la sincronización de los procedimientos de desconexión son críticos. A continuación tenemos un procedimiento general para la desconexión:1. Colgar la tubería de perforación en los rams.2. Cortar la tubería de perforación.3. Sellar el pozo.4. Desconectar el LMRP.5. Limpiar el preventor de reventones con elLMRP.6. Disipar cualquier energía que está en el riser / sistema de tensión del riser.

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7. Capturar el riser de manera segura.

Se deberían colocar a la vista los procedimientosde desconexión para lo siguiente: Operaciones normales de perforación El bit está encima del conjunto del preventor de reventones. La tubería de perforación están en el conjunto. El BHA están en el BOP. Las situaciones donde hay que controlar el pozo El casing está en el preventor de reventones.

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